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Guatemala atraviesa un momento crítico en su sistema eléctrico. En apenas cuatro días, el precio spot (POE) de la energía pasó de 8.56 USD/MWh el 1 de enero a un pico de 107 USD/MWh, según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM). El promedio registrado el 4 de enero fue de 48.27 USD/MWh, reflejando una volatilidad superior al 50%.

Esto ocurrió en un contexto de vertimientos en embalses hidroeléctricos, con caudales superiores a 23 m³/s, es decir, con energía renovable disponible que no pudo ser aprovechada por falta de infraestructura de evacuación o almacenamiento.

Ottoniel Alfaro Díaz, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG), señaló que “excedentes hidroeléctricos actuales (caudales >23 m³/s) contrastan con pronósticos de sequía (ONU) y crecimiento de demanda (1.6% anual)”.

Advirtió además que los retrasos en proyectos de transmisión, como el PET-3-2025, podrían repetir los eventos de interrupción de 2024. Por ello, consideró que “Ministerio de Energía y Minas Guatemala y CNEE: urge plan de contingencia”.

La situación refleja una de las tres paradojas estructurales que el especialista identificó como amenazas para la estabilidad energética del país: energía abundante hoy, pero riesgo de desabastecimiento en la temporada seca.

Mapa de licitaciones en Centroamérica y el Caribe: cuáles están activas, qué exigen y cuándo se adjudican

Reformas pendientes, mercado rígido y señales de alerta regional

La segunda paradoja, explicó Alfaro, se vincula con un patrón recurrente: “precios bajos con vertimientos, seguidos de picos elevados”. El sistema, sin capacidad de almacenamiento ni un mercado minorista competitivo, desperdicia energía durante la temporada lluviosa y luego recurre a importaciones costosas, como las realizadas desde México a 43 USD/MWh.

En ese sentido, sostuvo que “sin almacenamiento significativo ni mercado minorista competitivo, se desperdicia energía en temporada lluviosa y se importan costosas de México (43 USD/MWh)”. Este comportamiento, además de ser económicamente ineficiente, genera volatilidad en el sistema. “Esto genera ineficiencia económica (volatilidad σ>50%)”, indicó.

Para abordar estos cuellos de botella, propuso que “Administrador del Mercado Mayorista -AMM- CNEE Guatemala y Ministerio de Energía y Minas Guatemala deben impulsar almacenamiento (baterías) y liberalización minorista, como recomienda IRENA”.

La tercera paradoja involucra impactos en la inversión y en los consumidores: mientras los generadores renovables enfrentan incertidumbre para cerrar contratos firmes, los usuarios pagan sobrecostos durante los picos. Además, alertó sobre la propagación de la inestabilidad al Mercado Eléctrico Regional. “La inestabilidad se propaga al MER vía interconexiones”.

El presidente de la AAERG concluyó con un llamado directo a la acción: “Gobierno y Congreso de Guatemala: implementen reformas ya. La ecuación es clara; la inacción, costosa”.

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Una nueva interrupción masiva dejó sin energía a cerca de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), cuando una falla técnica en la estación transformadora de Morón, operada por Edenor, disparó la desconexión de cuatro líneas de alta tensión (220 kV). 

El impacto fue inmediato: se perdieron 3000 MW de carga, lo que representa cerca del 15% de la demanda total del país. En paralelo, los sistemas de Desconexión Automática de Generación (DAG) actuaron y varias centrales salieron de servicio, afectando también a la red de Edesur.

Para el ex subsecretario de Energía Eléctrica, Paulo Farina, este hecho vuelve a mostrar las consecuencias de la falta de planificación a largo plazo y acciones concretas para mejorar la estabilidad del sistema. 

“Tanto Edenor como Edesur deberían hacer inversiones de media edición importantes. Les faltan subestaciones de transformación. La lógica era que acompañen a las obras de 500 kV (dependientes del gobierno nacional), pero no se están haciendo obras 500 kV ni de 220 kV.

“El sistema del anillo de Buenos Aires está frágil y cualquier ola de calor le exige demasiado. Hay restricción de importación en alta tensión, los planes de transporte están hace años, pero siempre se pospusieron y el problema es que, si aún hoy se encarase la problemática, son inversiones de, al menos, tres años”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que, más allá que la falla técnica en la localidad de Morón pudiera resultar un caso particular, el origen profundo del problema se debería a la postergación de obras que permitan ampliar la capacidad de transmisión.

La consecuencia de esa demora es que los operadores terminan recurriendo a medidas tácticas. Una de ellas fue la instalación de sistemas de almacenamiento, como los 713 MW de baterías adjudicadas bajo la licitación AlmaGBA, que buscan amortiguar los picos de demanda.

“Primó la velocidad, casi como una usina hidroeléctrica moderna”, compara Farina. El objetivo es cargar las baterías durante los momentos de baja demanda y utilizarlas en media tensión cuando se produzcan picos, evitando saturar la red de alta tensión. Pero para el exfuncionario, se trata de una solución coyuntural que no resuelve los problemas de fondo.

“El gobierno de Milei decidió no pagar todo con tarifa y que las inversiones las hagan las propias empresas y recuperen la inversión en más de cinco años. Se privilegió que, si se elimina el esquema de subsidios como está previsto, el usuario final que abone el precio pleno no abone costos tan altos como los que se registran en otros mercados regionales”, remarcó el especialista.

El ex subsecretario de Energía Eléctrica también insistió que, a diferencia de otros países que han sufrido apagones recientes, como España y Chile en 2025, el problema argentino no radica en fallas tecnológicas, sino en la falta crónica de inversión. 

¿Qué hacer ante el riesgo constante?

Una de las soluciones de fondo resultaría el pronto lanzamiento de licitaciones para la construcción de proyectos de transmisión eléctrica, ya sea a través de concesión al sector privado como anticipa el gobierno de Milei, o bien a través de la modalidad de Participación Público-Privada (PPP). 

Y cabe recordar que la contratación bajo dicho esquema contemplaba la constitución de un fideicomiso financiero que tenía a su cargo la suscripción y ejecución del contrato hasta su terminación. Los fondos que administra provienen de un cargo específico que para el caso del sector eléctrico lo abonan los usuarios que componen la demanda del sistema.

“Es raro que el gobierno aún no haya podido todavía lanzar PPP para ampliar el sistema. Y no representaría mucho dinero en la tarifa final, en el peor de los casos son 5 o 10 dólares más, y creo que habría ofertas del sector para construir”, apuntó.

¿Y la generación distribuida? Farina considera que la actual administración no estaría dispuesto a replicar modelos como el brasileño, dado que implican fuertes incentivos tarifarios, a pesar que la GD fuera clave para descentralizar el sistema.

Sin embargo, sugiere avanzar con medidas de focalización en la demanda, como por ejemplo instalar medidores inteligentes en sectores de altos ingresos, que concentran gran parte del consumo. 

“Requiere tiempo y coordinación de la política, pero se debería hacerlo y que haya una política de consumo racional”, concluyó. 

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Casa dos Ventos de Brasil, generadora con más 4,3 GW en proyectos eólicos, solares e híbridos en operación y construcción, y Ascenty, una de las mayores empresas de centros de datos de Latinoamérica, cerraron el mayor contrato de energía renovable para centros de datos de LATAM por un valor de más de 500 millones de dólares que contempla el suministro de 110 MWm promedio.

El modelo contractual establece la participación accionaria de Ascenty en dos proyectos de Casa dos Ventos. Ambos se encuentran en desarrollo y se prevé que entren en operación en 2027. En conjunto, los proyectos cuentan con una capacidad instalada de más de 1,5 GW.

Para Casa dos Ventos, de la cual TotalEnergies tiene una participación del 34%, la alianza refuerza el avance de la compañía en el segmento de centros de datos, un mercado en rápido crecimiento que demanda soluciones energéticas limpias, estables y a largo plazo.

“Ascenty opera en un sector clave para la transformación digital. El suministro de energía renovable a través de este acuerdo destaca el papel de Casa dos Ventos en el apoyo a las nuevas demandas de infraestructura e innovación en el país. Nuestra alianza se basó en la complementariedad de las fuentes de energía renovable, un suministro sólido y una visión a largo plazo”, enfatiza Lucas Araripe, director ejecutivo de Casa dos Ventos.

La configuración del acuerdo, con diferentes fuentes renovables, aumenta la flexibilidad operativa y contribuye a una planificación energética más sólida para Ascenty durante la vigencia del contrato. La colaboración con Casa dos Ventos permitirá a la empresa evitar la emisión de aproximadamente 5 millones de toneladas de CO2 en los próximos años. 

“Esta iniciativa representa el fortalecimiento de nuestra estrategia de descarbonización. La combinación de fuentes de energía renovables y la seguridad de un suministro a largo plazo ofrece mayor previsibilidad para el crecimiento de nuestras operaciones en Latinoamérica”, afirma Christopher Torto, CEO de Ascenty, quien fue asesorado por Clean Energy Latin America (CELA) en este proyecto.

“Para nosotros, trabajar con energía limpia y renovable significa habilitar nuevas capacidades digitales. Al alinear la eficiencia energética con la innovación tecnológica, estamos sentando las bases para que nuestros centros de datos soporten escalablemente el potencial de la inteligencia artificial, impulsando soluciones avanzadas para clientes y sectores estratégicos de la región”, concluye el ejecutivo.

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Andalucía da un paso decisivo en el desarrollo del almacenamiento energético. A través de la Disposición adicional duodécima de la Ley 4/2025, la Junta aprobó un procedimiento de tramitación urgente para proyectos de almacenamiento hibridado que estén exentos de evaluación de impacto ambiental.

La medida contempla una reducción a la mitad de los plazos administrativos, tanto en la autorización de proyectos como en los procesos de información pública y remisión a organismos competentes.

“Se aplicará la tramitación de urgencia a los procedimientos de autorización administrativa y de aprobación del proyecto de ejecución de almacenamiento electroquímico hibridado”, establece el texto legal.

La normativa prevé que los promotores presenten de forma conjunta la solicitud y el proyecto de ejecución, junto con la documentación que acredite que la iniciativa no requiere evaluación ambiental. Además, se establece que el procedimiento se regirá por el artículo 96 del Real Decreto 1955/2000, lo que habilita una gestión más ágil para los proyectos que cumplan con los requisitos.

Este nuevo marco simplificado está diseñado para agilizar la entrada en operación de sistemas de almacenamiento, una tecnología clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico y facilitar la integración de energías renovables.

La aceleración administrativa responde a un contexto donde Andalucía lidera el desarrollo de almacenamiento a nivel nacional. Según la resolución definitiva del programa FEDER, la comunidad recibió 354,5 millones de euros para 32 proyectos por 3529 MWh, concentrando más del 43% del presupuesto total adjudicado por el IDAE.

La medida cobra relevancia adicional si se considera que, entre 2022 y 2025, España ha tramitado más de 43 GW en proyectos de almacenamiento en proceso de evaluación ambiental; por lo que en ese universo, Andalucía concentra una proporción significativa con más de 800 MW de almacenamiento en desarrollo, destacándose proyectos como “ST Cerrillo” de Rolwind, de 77,6 MW en Málaga.

Andalucía también avanza en la integración de renovables, suma más de 11.350 MW de potencia solar fotovoltaica instalada, lo que representa el 23,5% del total nacional, tras haber incorporado 1.961,2 MW solo en 2025.

El avance de estas infraestructuras obliga a acompañar con capacidad de almacenamiento, que permita gestionar excedentes y reducir vertidos, optimizando la red. Con este decreto, la Junta de Andalucía lanza una señal clara al mercado: apuesta por la eliminación de cuellos de botella regulatorios para acelerar proyectos clave en el ecosistema renovable.

Cabe recordar que, ell secretario general de Energía de la Junta, Manuel Larrasa Rodríguez,  participará en Future Energy Summit (FES) Iberia en Madrid el próximo 12 de febrero, en un panel junto a autoridades de Canarias y Castilla y León. Allí se espera un debate de alto nivel sobre normativas regionales y desafíos del almacenamiento.

Con esta medida, Andalucía consolida su liderazgo en la transición energética, promoviendo una regulación eficiente y proactiva que incentive el despliegue del almacenamiento hibridado. El objetivo es claro: captar más inversión, acelerar la integración renovable y robustecer el sistema eléctrico del futuro.

“Esta simplificación busca garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico y facilitar una mayor integración de energías renovables”, señala la Ley 4/2025.

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Grenergy logró la adjudicación de contratos de capacidad para 5 proyectos de almacenamiento stand-alone en Polonia en la última subasta organizada por Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE), el operador del sistema eléctrico de ese país.

Los cinco proyectos stand-alone que se han adjudicado contratos de capacidad se denominan Fred, George, Lucius, Hagrid y Harry y cuentan con una potencia total de 534 MW, que suponen 2,1 GWh de almacenamiento. Por lo que en total, Grenergy se ha adjudicado más del 11% de la capacidad BESS ofrecida en dicha subasta. 

Los proyectos operarán como capacidad de reserva para el sistema eléctrico polaco durante los períodos en los que no se garantice la capacidad mínima.

Con inicio en enero de 2030, estos servicios serán remunerados a un precio fijo (indexado al IPC) de 465,02 PLN/kW por año durante todo el período de vigencia del contrato, que es de 17 años. En total, la compañía ha obtenido una asignación económica mínima garantizada que supera los 132 millones de euros.

Los ingresos por capacidad constituyen una parte del revenue stack o estructura de ingresos prevista para cada proyecto. A estos se añadirán los provenientes de la compraventa de energía, así como de la participación en otros mercados regulados, como los servicios auxiliares, los cuales podrán estructurarse mediante tolling agreements.

Además, Grenergy acaba de obtener una subvención de 34 millones de PLN (alrededor de 8 millones de EUR) otorgada por el gobierno polaco para otros cuatro proyectos stand alone (136 MWh) que la compañía prevé que entren en operación antes de 2028.

Estas subvenciones, que se hicieron públicas en 2024, se financian a través del Fondo de Modernización de la UE y están destinadas a impulsar el desarrollo del almacenamiento energético en el país. En total, 128 proyectos se han beneficiado del programa, dotado con un total de 1.000 millones de euros.

En total, la compañía cuenta con un pipeline de stand alone en Polonia de 5 GWh.

Esta adjudicación supone un impulso al despliegue de Greenbox, la plataforma de almacenamiento stand-alone en Europa que la compañía presentó en su último Capital Markets Day.

Con un pipeline total de 31 GWh en baterías stand alone, Greenbox se consolida como una de las principales plataformas de Europa. Para lograrlo, se enfoca en los mercados clave donde Grenergy ya tiene presencia: Polonia (con un pipeline de 5 GWh), Rumanía (7 GWh), Alemania (3 GWh), Italia (5,8 GWh), España (6 GWh) y Reino Unido (4 GWh).

En España, el parque de baterías stand-alone en Oviedo, proyecto insignia de Greenbox en Europa, será el primer paso en su desarrollo dentro del mercado español y europeo, con una capacidad de 600 MWh y la entrada en operación prevista para comienzos de 2027.

El pipeline total de almacenamiento, incluyendo stand alone y los proyectos híbridos de Grenergy asciende a 75 GWh.

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Durante su visita a Estados Unidos, Gustavo Petro sostuvo un encuentro con Donald Trump en el que volvió a ubicar a las energías limpias como parte central de su visión de desarrollo. Desde su cuenta oficial en X, el presidente colombiano aseguró: “El eje del desarrollo debe ser la agricultura, la industria y las energías limpias”, al tiempo que llamó a empresarios a invertir en el país.

Entre las cosas que hablamos, el presidente Trump y yo, fue el desencuentro que tuvimos en su visión de la relación de EEUU con América Latina.

Dije en mi carta escrita a Trump en el inicio de su gobierno, y a Biden personalmente que se podía establecer un alianza américana, si… pic.twitter.com/z2FSfWafdl

— Gustavo Petro (@petrogustavo) 8 de enero de 2026

El mensaje generó atención inmediata en el sector energético por el contraste con la situación interna: a menos de un año del plazo fijado, Colombia apenas logró incorporar un tercio de los 6000 MW renovables proyectados, según datos de Energía Estratégica.

La ejecución de proyectos adjudicados no avanza al ritmo previsto, y más de 4000 MW siguen fuera de operación, en gran parte por trabas regulatorias y falta de condiciones para el despliegue efectivo.

“Queremos trabajo en Colombia. Queremos empresas que vayan a Colombia”, publicó el mandatario, dejando clara su intención de vincular inversión extranjera con transición energética.

La oportunidad para proyectar a Colombia como socio estratégico en energías renovables coincidió con un escenario local tenso: permisos ambientales demorados, dificultades en conexiones a red y marcos contractuales poco claros afectan la concreción de proyectos ya asignados. A eso se suma un clima de incertidumbre sobre los incentivos disponibles para futuras inversiones.

En un plano más político y geopolítico, fuentes cercanas del sector consideraron que cualquier diálogo entre los presidentes de Colombia y Estados Unidos que reafirme las relaciones históricas entre ambos países es favorable para el desarrollo, estabilidad y crecimiento compartido. Señalaron que “es positivo que se amplíe la agenda de cooperación bilateral a temas económicos, de inversión, comercio exterior y energía”.

Este análisis sugiere que, más allá de la dimensión declarativa, la reunión podría abrir espacios concretos para estrechar la cooperación en renovación tecnológica, atracción de capitales y proyectos de energía limpia, dentro del marco del Tratado de Libre Comercio y la política de cooperación entre ambos países.

Un sector con retos urgentes y reformas en marcha

Mientras el Ejecutivo impulsa la narrativa internacional, en Colombia se avanza en reformas regulatorias que buscan ajustar el funcionamiento interno del mercado eléctrico. Uno de los frentes más visibles fue la consulta pública abierta por la CREG para actualizar el Código de Medida, normativa técnica que no se revisaba desde hace más de diez años. La intención es dotar de mayor precisión y transparencia al registro de generación y consumo, particularmente en segmentos como la generación distribuida y la autogeneración.

Adicionalmente, el país reactivó procesos de subasta de cargo por confiabilidad para el período 2029–2030, mecanismo clave para garantizar suministro firme en el mediano plazo y que ha sido considerado necesario por analistas del sector.

Desde una perspectiva más amplia, voces del sector coincidieron —también en carácter reservado— en que el desarrollo del potencial renovable colombiano podría fortalecer la relación con Estados Unidos, especialmente en el marco de la cooperación energética hemisférica. En ese sentido, destacaron que la ejecución de la interconexión eléctrica con Centroamérica y posteriormente con México podría consolidar una integración regional clave.

Asimismo, consideraron que Colombia podría jugar un rol estratégico en la canalización de inversiones estadounidenses en Venezuela, como parte de un eventual acuerdo bilateral. Además, señalaron que hay oportunidades para que Estados Unidos preste asistencia técnica en proyectos de hidrógeno verde, tecnologías nucleares avanzadas como los SMR, e incluso en el desarrollo de centros de datos alimentados por energías renovables y sistemas BESS de almacenamiento a gran escala.

La reunión entre Petro y Trump, entonces, adquirió un perfil dual: por un lado, fue un esfuerzo diplomático para posicionar a Colombia como destino de inversión en renovables, y por otro, expuso la urgencia de traducir esos compromisos en resultados concretos en el mercado interno.

La posibilidad de atraer inversión extranjera —especialmente en tecnologías limpias, infraestructura, y proyectos de integración regional— se perfila como una de las lecturas más relevantes de este acercamiento bilateral, en medio de un sector que todavía enfrenta desafíos de ejecución y señales regulatorias por consolidar.

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Iberdrola Renovables, EDP Renewables, Zelestra y Saeta Yield confirmaron su participación en Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, se prepara para reunir a los principales actores del mercado energético en su próxima edición.

El evento tendrá lugar en Madrid el próximo 12 de febrero en Colegio Caminos, Auditorio Betancourt, y será una plataforma clave para discutir tecnologías críticas como el almacenamiento con baterías (BESS), los PPAs híbridos y la evolución regulatoria del sector.

Las entradas ya se encuentran disponibles a través de la página oficial del evento.

Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Rocío Sicre, Directora General de EDP Renovables en España, participarán del Panel 2 de CEOs, que abrirá el bloque privado con una visión estratégica sobre el contexto actual de mercado. Allí se anticipa un fuerte enfoque en escalabilidad de proyectos, desafíos económicos y regulaciones pendientes.

Por su parte, Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, estará presente en el Panel 6, orientado a las nuevas oportunidades del sur de Europa, donde compartirá escenario con otros líderes empresariales para abordar las perspectivas de hibridación, repotenciación de activos y acceso a financiación competitiva. En tanto, Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, participará en el panel especializado en almacenamiento energético, centrado en rentabilidad, modelos de negocio y bancabilidad de BESS.

EDP Renovables llega al evento tras lanzar su primer proyecto híbrido hidroeléctrico-solar en España y consolidarse como referente en hibridación con más de 140 MW renovables integrados. La compañía posee 4.586 MW de capacidad instalada, con más de 11 TWh comercializados al año y presencia destacada en redes y comercialización. Su cuarta planta híbrida solar-eólica refuerza esta posición.

Cabe recordar que durante la edición de FES Iberia 2025, Rocío Sicre anunció que el almacenamiento ocupa un lugar central en el plan inversor de EDP, junto con proyectos híbridos de nueva generación. “Estamos ya desarrollando el primer proyecto con tres tecnologías, que combina eólica, solar y almacenamiento. Pensamos que con este tipo de iniciativas aportaremos firmeza y estabilidad al sistema”, indicó la ejecutiva durante el encuentro.

Zelestra, con más de 6,4 GW en proyectos libres de carbono y operaciones avanzadas en control digital, será protagonista gracias al primer PPA solar + baterías a gran escala firmado en España, junto a EDP. El proyecto en Trujillo, con 170 MWdc de solar y 400 MWh de almacenamiento, generará 300 GWh anuales y evitará más de 40.000 toneladas de CO₂ al año, ofreciendo flexibilidad en horas pico.

Iberdrola Renovables, además de sus avances tecnológicos, ha cerrado dos nuevos PPAs con Microsoft por 150 MW para los parques Iglesias (Burgos) y El Escudo (Cantabria), mientras avanza con una inversión superior a 250 millones de euros en Ayora 1 y Cofrentes I, sumando 360 MW en la Comunidad Valenciana. La compañía también lidera en digitalización con el uso de IA, Azure y Copilot para optimizar operaciones.

Saeta Yield, con 728 MW en operación distribuidos entre España y Portugal, ha cerrado una refinanciación de 340 millones de euros que incluye la primera hibridación de activos solares por 110 MW, una apuesta que marcará su hoja de ruta de crecimiento sostenible y modernización de cartera.

Entre los temas que marcarán la agenda del evento destacan el auge de las soluciones de almacenamiento a gran escala, los PPAs, la gestión de la demanda energética y la necesaria adecuación regulatoria para garantizar la viabilidad de estos nuevos modelos. El almacenamiento, en particular, se posiciona como una pieza estratégica en el nuevo mix energético, no solo para dar flexibilidad al sistema, sino también para habilitar esquemas más eficientes de comercialización.

El sector sigue a la espera del desarrollo del mercado de capacidad en España y de una regulación clara que permita monetizar los servicios de respaldo, estabilidad y diferimiento de carga que ofrecen las baterías. Este contexto será abordado en profundidad en los paneles más técnicos de FES Iberia 2025, donde se espera que los líderes empresariales y autoridades públicas articulen propuestas concretas para dinamizar las inversiones.

Además del sector privado, FES Iberia 2025 contará con la participación confirmada de autoridades del MITECO, IDAE y gobiernos autonómicos, que abordarán el rumbo regulatorio y territorial de la transición energética. Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAEA, y Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del MITECO, forman parte del panel de autoridades confirmadas, además de los referentes de Comunidades Autónomas. La agenda del evento promete mesas de debate de alto nivel técnico, con foco en almacenamiento, planificación regional, y el futuro de la inversión renovable.

En este contexto, los máximos ejecutivos del sector privado expondrán sus estrategias en proyectos híbridos, digitalización de operaciones y despliegue de almacenamiento, lo cual será central en las conversaciones que definirán el próximo gran salto del mercado ibérico.

Revive la edición FES Iberia 2025:

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El desarrollo eólico en Perú se acelera con fuerza, de modo que cuenta con 49 proyectos eólicos en trámite que totalizan 10754 MW de potencia instalada, de acuerdo con el compendio oficial publicado por OSINERGMIN.

La ola de proyectos incluye desde iniciativas en etapa de solicitud de conexión hasta estudios de preoperatividad aprobados por el COES y la información consolidada por el regulador muestra un crecimiento sin precedentes en generación eólica, superando incluso a la solar fotovoltaica en potencia proyectada.

Esta expansión se concentra principalmente en los departamentos de Lambayeque, Ica, Piura y Arequipa, zonas donde el recurso eólico es más constante y predecible.

Aunque del total, solo cinco cuentan con concesión definitiva que en conjunto suman 988,2 MW con concesión otorgada, lo que representa menos del 10 % del total en tramitación: Se trata de los parques Guarango (330 MW) promovido por SL Energy, Emma (72 MW) de GR Bayóvar, Mórope (224 MW) impulsado por Orygen Perú, Muyú (142,6 MW), también de Orygen, y Caravelí (218,3 MW), promovido por IberEólica. 

Orygen Perú se posiciona como el principal desarrollador del país, con siete proyectos que en conjunto superan los 1000 MW de capacidad instalada. Sus iniciativas se concentran principalmente en la región de Ica, aunque también tiene presencia en Lambayeque, Piura y Arequipa. Los parques impulsados por esta empresa son: IKA Sur (241,8 MW), IKA Norte (148,8 MW), Salinar Sur (148,8 MW), Salinar Norte (117,8 MW), Taita (61,6 MW), Mórope (224 MW) y Muyú (142,6 MW).

Kallpa Generación también avanza con fuerza, con cuatro proyectos: Algarrobo (180,6 MW), Cherrepe (142,5 MW), Los Vientos (364,8 MW) y Pacífico (306 MW). Le sigue Engie Energía Perú, que impulsa centrales como Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW), Sariri (122,4 MW) y la ampliación de Punta Lomitas (192,2 MW), en la región Ica. 

Por su parte, Engie Energía Perú promueve cuatro proyectos en la región de Ica. Se trata de Ampliación Punta Lomitas (192,2 MW), Twister (129,6 MW), Urani (122,4 MW) y Sariri (122,4 MW), que totalizan más de 560 MW.

Fenix Power, con presencia en Piura, Lambayeque e Ica, también destaca entre los líderes del sector. Su portafolio incluye el parque Bayóvar (250,8 MW), Naylamp (237,6 MW) y Piletas (250 MW), todos en fases avanzadas de tramitación ante el COES. Por su parte, Statkraft Perú participa con un proyecto de 217 MW, denominado Flug, ubicado en Lambayeque, que está en proceso de tramitación ante el COES. 

En cuanto a tamaño de proyectos, los cinco parques con mayor potencia instalada proyectada son: La Espinoza (474,6 MW, Sechín Generación Eléctrica), Quercus (452 MW, Quercus S.A.C.), Violeta Eólica (452 MW, Violeta S.A.C.), Cerro Chocán (422,4 MW, NORWIND S.A.C.) y Rosa (404 MW, Rosa S.A.C.), todos en fase de tramitación sin concesión aún confirmada. Estos proyectos destacan por su escala y por estar ubicados principalmente en las regiones de Lambayeque y Piura.

Otros desarrolladores relevantes que contribuyen al nuevo mapa eólico nacional incluyen a Cordillera Solar, Shougang Generación Eléctrica, Oryx Power, Bow Power y Norwind, entre otros. Muchos de estos actores tienen operaciones regionales o alianzas con grupos internacionales, lo que refuerza el carácter global del interés inversor en el viento peruano.

La mayoría de los proyectos tiene como fecha estimada de puesta en operación comercial (POC) los años 2026 a 2028, dependiendo del avance regulatorio y ambiental. Sin embargo, solo una parte ha logrado obtener la concesión definitiva, lo que implica que el grueso del portafolio se encuentra aún sujeto a procesos administrativos clave ante el Ministerio de Energía y Minas.

Este auge eólico se da en un contexto normativo desafiante. La aprobación de la Ley 32249, en enero de 2025, introdujo una modernización del mercado eléctrico peruano, pero su reglamentación aún no ha sido publicada. Esto genera incertidumbre entre los desarrolladores, que reclaman mayor claridad para planificar inversiones y estructurar contratos de compraventa de energía.

Durante la consulta pública del reglamento, el sector renovable envió más de 1000 observaciones, sin que hasta ahora se haya presentado una versión actualizada del texto normativo. Uno de los aspectos más críticos para los promotores de energía eólica es la definición de los bloques horarios de contratación, necesarios para ofrecer competitividad a tecnologías intermitentes como la eólica.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, manifiestan desde el sector privado, en relación con el proceso liderado por el Ministerio de Energía y Minas.

Mientras tanto, el pipeline eólico sigue creciendo, y con él, las expectativas de una transformación profunda en la matriz eléctrica nacional. La suma de 10,7 GW en tramitación supera en diez veces la capacidad eólica actualmente en operación en el país, que alcanza 1021,3 MW. Según Osinergmin, esta potencia se distribuye en diez centrales ya integradas al sistema interconectado nacional.

Con condiciones naturales favorables, apetito inversor y un mercado con alto potencial de expansión, el Perú tiene todos los elementos para consolidar su liderazgo eólico en la región. Pero para que eso ocurra, será necesario que el Estado defina con rapidez y previsibilidad las reglas de juego que permitirán transformar esta proyección en infraestructura concreta.

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La última ronda de adjudicación de energía eólica marina (AR7) del Reino Unido adjudicó 8,2 GW de energía eólica marina fija y casi 200 MW de energía eólica marina flotante, lo que la convierte en la mayor subasta de energía eólica marina de Europa hasta la fecha.

Un récord de 19 proyectos con una capacidad potencial total de 24 GW fueron elegibles para presentar ofertas. Esta competencia activa resultó en precios de ejercicio para proyectos de fondo fijo de 91,20 £/MWh en Inglaterra y Gales, y de 89,49 £/MWh en Escocia. Y la capacidad adjudicada abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Los precios del AR7 son aproximadamente un 40 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas de gas en el Reino Unido (147 £/MWh) y casi un 30 % inferiores a los de la construcción y operación de nuevas plantas nucleares en el Reino Unido (124 £/MWh).

La energía generada por los 8,4 GW de los nuevos parques eólicos marinos ahorrará a los consumidores casi 1700 millones de £ al año en comparación con el coste alternativo del gas. Mientras que lo adjudicado abastecerá el equivalente a casi 10 millones de hogares y la convocatoria 

Un momento crucial para la estabilidad y la planificación a largo plazo

El Reino Unido sufrió una ronda de subasta fallida en 2023 (AR5), lo que generó incertidumbre y retrasos. La siguiente ronda de subasta (AR6) resultó en un precio de ejercicio más realista, pero no aportó suficiente capacidad nueva. El AR7 marca ahora un punto de inflexión con una fuerte competencia y una amplia cartera de proyectos listos para construir.

Esto se debe en gran parte al diseño de las subastas del Reino Unido, que ofrece Contratos por Diferencia (CfD) bilaterales. Estos CfD ayudan a reducir el riesgo de los proyectos eólicos marinos y ofrecen visibilidad a largo plazo sobre los ingresos. Con un presupuesto de 1.790 millones de libras, el Gobierno del Reino Unido ha superado el presupuesto inicial de 1.100 millones de libras, asegurando capacidad adicional para impulsar la seguridad energética y la resiliencia económica.

El año pasado, la industria eólica europea propuso un Nuevo Acuerdo sobre Energía Eólica Marina para acelerar y minimizar los riesgos de desarrollo de energía eólica marina local y competitiva. Exige a los gobiernos europeos coordinar un desarrollo anual de 15 GW entre 2031 y 2040, con 10 GW anuales resultantes de subastas de contratos por diferencia (CfD). A cambio, la industria se comprometió a realizar importantes inversiones privadas y a reducir aún más los costes.

La próxima Cumbre de los Mares del Norte en Hamburgo es una oportunidad única para consolidar los compromisos del Gobierno, la industria y los GRT para avanzar en este aspecto, basándose en el éxito del AR 7 en el Reino Unido.

Los detalles ganadores del AR7

AR7 adjudicó 6 proyectos eólicos marinos y 2 proyectos eólicos flotantes.

Los 192 MW adjudicados hoy a proyectos eólicos flotantes representan un paso más hacia el despliegue de energía eólica flotante limpia a escala comercial. Para mantener este impulso y aprovechar al máximo su potencial, la industria necesita planes de apoyo a medida, un compromiso claro con un cronograma de subastas específicas para proyectos flotantes y una sólida inversión en infraestructura portuaria.

A continuación, la descripción general de todos los bits ganadores:

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Centroamérica y el Caribe ingresaron a una etapa clave para la integración del almacenamiento en la matriz energética. Guatemala, Panamá, República Dominicana y Honduras tienen en marcha licitaciones que, en conjunto, suman más de 4000 MW y que ya incluyen al BESS como un componente exigido o estratégicamente valorado. La tendencia es clara: se espera que las nuevas plantas no solo generen, sino también gestionen la energía.

Sin embargo, Leonardo David, consultor especializado en mercados eléctricos, advierte que el modelo de contrato que prevalece en la región sigue siendo insuficiente para atraer inversiones en esta tecnología.

En su análisis plantea que “los PPA tradicionales con enfoque ‘race to the bottom’ y el arbitraje de energía en mercado spot no suelen generar suficiente ingreso para justificar una batería por sí solos”, como la gestión de potencia, el respaldo al sistema o la respuesta rápida a la demanda. Bajo esas condiciones, sostiene que no es posible justificar financieramente el despliegue de almacenamiento, incluso si los pliegos lo exigen.

El caso hondureño es ilustrativo. En noviembre pasado, el nuevo gobierno reactivó una licitación por 1500 MW, que contempla una exigencia técnica de 20 % de capacidad en almacenamiento por proyecto. La licitación ha sido vista como una señal positiva para el mercado, pero también ha despertado inquietudes entre desarrolladores. David considera que el problema no está en la obligación de incorporar BESS, sino en que los contratos no reflejan el valor que estos sistemas aportan al sistema eléctrico.

Este fenómeno no es exclusivo de Honduras. En República Dominicana, Guatemala y Panamá también se están convocando licitaciones que permiten o promueven la incorporación de almacenamiento, en parte como respuesta a la necesidad de flexibilizar sistemas con alta penetración renovable. Sin embargo, en la mayoría de los casos no existen mecanismos contractuales o mercados específicos que remuneren la disponibilidad, la capacidad o los servicios auxiliares.

Desde el punto de vista del financiamiento, esta falta de ingresos diversificados compromete la bancabilidad. David explica que las baterías requieren una estructura de ingresos más compleja que la energía solar o eólica: dependen de flujos por energía, capacidad, servicios técnicos y participación activa en la red. Cuando los contratos solo reconocen uno de esos elementos, el modelo de negocio queda incompleto y el proyecto, en muchos casos, inviable.

Ante este escenario, el especialista sugiere avanzar hacia esquemas que permitan capturar el valor real del almacenamiento, como contratos por diferencia, mercados de capacidad o pagos por servicios de red. Además, destaca que la apertura del mercado es clave para destrabar nuevas inversiones, sobre todo en países donde la compraventa de energía sigue concentrada en empresas estatales.

En su propuesta, David señala que Honduras podría beneficiarse de una segmentación del mercado, donde la estatal ENEE se enfoque en consumidores regulados, transmisión y distribución, mientras se habilita la competencia entre generadores y grandes consumidores. “Crear una categoría de consumidores calificados, como ya existe en Panamá o Guatemala, sería un paso decisivo”, expresó. En ambos países, este segmento se aplica para consumos pico mensuales superiores a 100 kW, aunque en el caso hondureño sería necesario estudiar cuál es el umbral adecuado.

También considera viable permitir líneas privadas de transmisión, de forma que la situación financiera de la ENEE no frene la ejecución de contratos. A su juicio, una privatización total de la estatal sería caótica, pero sí se puede avanzar hacia un esquema donde conviva con operadores privados, como sucede con el INDE en Guatemala.

Aunque el contexto regulatorio todavía presenta barreras, el interés del sector privado se mantiene firme. Los procesos en marcha en Guatemala y República Dominicana, con plazos definidos y respaldo institucional, están generando movimiento entre desarrolladores y bancos multilaterales. Pero el interrogante de fondo persiste: ¿cómo cerrar el financiamiento de proyectos con BESS si los contratos no reflejan su verdadero valor técnico?

La respuesta, según David, pasa por alinear exigencias técnicas con estructuras contractuales modernas y flexibles. El almacenamiento ya dejó de ser una opción y pasó a ser una condición. Ahora, el desafío es convertirlo también en una inversión viable.

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La provincia de Buenos Aires aprobó el nuevo reglamento de generación distribuida comunitaria, lo que representa un punto de inflexión en el avance de las energías renovables descentralizadas en Argentina. 

La norma habilita por primera vez que múltiples usuarios de la provincia con puntos de suministro independientes se asocien para producir energía renovable de manera conjunta, compartir los beneficios del autoconsumo y monetizar los excedentes que inyecten a la red.

El nuevo marco normativo establece reglas técnicas, contractuales y económicas claras para el desarrollo de proyectos de más de 10 kW. Está especialmente orientado a pymes, cooperativas, municipios, parques industriales y comunidades urbanas y rurales, y deja atrás el carácter experimental o piloto que caracterizaba a muchas iniciativas anteriores.

“No se trata de experiencias piloto, sino de un marco pensado para instalaciones de escala media, con reglas técnicas, contractuales y económicas definidas, lo que habilita un flujo real de proyectos para empresas de ingeniería, EPC, integradores tecnológicos y proveedores de equipamiento”, aseguró el experto en transición energética Dr.-Ing. Alejandro J. Gesino

La asociación entre usuarios podrá constituirse mediante un acuerdo privado o mediante una persona jurídica, y cada integrante recibirá créditos monetarios en su factura por su participación en los excedentes energéticos inyectados. 

“Un aspecto central es la claridad en la monetización de la energía excedente (…) Esta previsibilidad mejora sustancialmente los modelos financieros, reduce el riesgo regulatorio y fortalece la bancabilidad de los proyectos, permitiendo estructurar esquemas de autoconsumo colectivo con retornos medibles y sostenibles”, manifestó Gesino. 

Además, los proyectos que se registren en el RUGER —registro obligatorio para acceder al régimen— tendrán acceso a exenciones fiscales previstas en la Ley 15.325, incluyendo la comunicación directa con ARBA, lo que impacta directamente en la mejora del retorno de inversión y la rentabilidad de los proyectos. 

Y cabe recordar que, actualmente, Buenos Aires es la segunda jurisdicción con mayor participación en la generación distribuida nacional bajo la Ley N° 27424, con 917 usuarios-generadores que suman 22,61 MW de capacidad instalada. 

Esta cifra representa más del 18% de los 119,24 MW operativos a nivel nacional; sumado a que la provincia bonaerense también posee 278 trámites en curso que podrían agregar 5,14 MW adicionales.

Subtítulo: Nuevos modelos de negocio y perspectivas tecnológicas

El nuevo reglamento habilita una evolución tecnológica progresiva, al dejar preparado el terreno para incorporar soluciones de almacenamiento, sistemas de gestión inteligente de la demanda y desarrollos vinculados a la electromovilidad, con reglas regulatorias ya establecidas.

“En términos estratégicos, este marco normativo habilita nuevos modelos de negocio: comunidades solares, autoconsumo industrial compartido, esquemas de “energía como servicio”, cooperativas energéticas y proyectos municipales con fuerte impacto local”, analizó el especialista 

“Si bien no crea un mercado mayorista ni habilita la venta libre de energía, consolida una infraestructura de transición energética distribuida, regulada y económicamente viable, con alto potencial de escalamiento e integración futura con almacenamiento, gestión de demanda y electromovilidad”, añadió.

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La licitación pública LPI ETESA 01-25, convocada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, fue reprogramada para el 3 de marzo de 2026. Esta decisión vino acompañada de modificaciones al pliego técnico, a raíz de observaciones de actores del sector privado, principalmente en lo relacionado con la estructura de los contratos propuestos.

Inicialmente, el proceso contemplaba exclusivamente un contrato por diferencia de curva de demanda, un esquema que presentó limitaciones para ciertas tecnologías renovables como la eólica, caracterizadas por una generación variable. Ante esto, se incorporó una segunda opción: el contrato por diferencia de curva de generación, lo que permitió ampliar el abanico de posibilidades para los desarrolladores y adaptarse mejor a las características técnicas de cada proyecto.

En este contexto, desde el World Energy Council Panamá, su presidente, Héctor M. Cotes, remarcó la importancia de establecer procesos planificados que brinden claridad al mercado. En diálogo con este medio, expresó:

“Un cronograma de licitaciones, como el que se ha planteado, es beneficioso para los inversionistas actuales y potenciales porque genera previsibilidad y fomenta la participación de más empresas, lo que estimula la competencia y al final debe poder verse reflejado en mejores precios”.

La experiencia acumulada en procesos anteriores demuestra que, cuando se presentan reglas claras y se otorgan tiempos razonables para la preparación de ofertas, el resultado es una mayor participación y competencia. Estos factores no solo influyen en los precios, sino también en la calidad técnica de los proyectos adjudicados y en la seguridad jurídica que requiere la inversión de largo plazo.

Desde la perspectiva institucional, el cronograma de la licitación también se alinea con los objetivos del Plan Energético Nacional 2050, que establece como una de sus metas estratégicas el crecimiento sostenido de las energías renovables en la matriz nacional. El llamado actual forma parte de esa hoja de ruta, con contratos a 20 años que buscarán incorporar potencia firme y renovable al sistema panameño.

El diseño de contratos a largo plazo bajo esquemas estables permite a los inversionistas estructurar financiamiento a condiciones competitivas, con una menor percepción de riesgo regulatorio.

Este tipo de planificación es visto como un elemento clave por los actores que deben decidir entre múltiples mercados posibles para destinar sus capitales.

La previsibilidad, además, permite que empresas locales e internacionales puedan anticipar movimientos estratégicos, formar alianzas y desarrollar portafolios más robustos. Sin estos elementos, las convocatorias pueden terminar con baja participación o con condiciones que no reflejan la realidad tecnológica y financiera del sector.

Panamá busca consolidarse como un destino atractivo para la inversión en renovables, y eso requiere no solo voluntad política, sino también marcos normativos y procesos licitatorios que reflejen las necesidades reales del mercado.

En ese sentido, para organizaciones como WEC Panamá, resulta indispensable que los próximos llamados mantengan el enfoque actual y continúen perfeccionándose en base al diálogo técnico entre el sector público y privado.

La convocatoria LPI ETESA 01-25 será una referencia para los procesos futuros. De su resultado dependerá en gran medida la señal que reciba el mercado sobre la dirección que tomará el país en materia de transición energética. La expectativa está puesta en que, a partir de este rediseño, el país logre adjudicar contratos competitivos que amplíen su capacidad instalada con tecnologías limpias y sostenibles.

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España avanza en un total de 2155,8 MW en nuevos proyectos renovables en tramitación ambiental durante los meses de diciembre de 2025 y lo que va de enero del corriente año, de acuerdo a un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO).

Se identifican 35 iniciativas que corresponden exclusivamente a energía solar fotovoltaica y eólica, lo que refleja el dinamismo sostenido del pipeline renovable español, con una fuerte presencia de grandes desarrolladores y un alto grado de concentración territorial y tecnológica.

• 26 parques fotovoltaicos por 1698,5 MW de capacidad
• 9 parques eólicos que suman 457,3 MW

De esta manera, la fotovoltaica representa el 79% de la nueva potencia renovable gestionada en este período, un dato que reafirma su papel dominante dentro de la planificación energética nacional.

Los proyectos solares tienden a ser más grandes en potencia individual, superando en varios casos los 150 MW; mientras que la eólica muestra una distribución geográfica más amplia, aunque con un promedio de potencia algo inferior.

En cuanto a los promotores más activos del periodo, el relevamiento evidencia una participación creciente de grupos internacionales y grandes utilities. Sobresale el caso de EDP, que figura con múltiples iniciativas fotovoltaicas que suman 244,3 MW. También aparecen Forestalia con 99 MW, MASDAR con 156,5 MW eólicos, Naturgy con un parque solar de 29 MW, Jinko Power con 139,5 MW y X-Elio con 29 MW solares. 

En el segmento eólico, Capital Energy suma dos proyectos eólicos de más de 225, 4 MW: Canales Sur, en Palencia, y Florín, en Zaragoza.

Además, destacan Khons Sun Power, responsable del proyecto más grande del periodo —Tagus 2, una planta solar de 224,5 MW en Toledo—, y Ququima Energy, que impulsa una instalación de 219,5 MW en Granada. 

Por el lado de la distribución territorial, la Comunidad de Madrid lidera el ranking con 579,5 MW, seguida por Castilla y León (569,3 MW) y Andalucía (410 MW). Estas tres regiones concentran más del 70% de la potencia tramitada en el período. Le siguen Cantabria, Extremadura y Aragón, todas con más de 150 MW.

El resto de los proyectos se dispersa entre la Comunidad Valenciana, Castilla-La Mancha y Cataluña. Si bien la geografía es diversa, los datos revelan una fuerte concentración en zonas con disponibilidad de suelo, buena irradiación o recurso eólico, y experiencia institucional en materia de renovables.

Las iniciativas se encuentran en distintas fases del proceso administrativo. Algunas ya cuentan con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable, otras han recibido la Autorización Administrativa Previa (AAP) y la Autorización de Construcción (AAC), y varias más fueron recientemente sometidas a información pública o solicitudes de utilidad pública.

Este avance regulatorio ocurre en paralelo al balance de un 2025 que cerró con cifras récord. Según datos de Red Eléctrica de España (REE), durante ese año se incorporaron 8.852,7 MW de nueva capacidad renovable, con 7.896,3 MW solares y 956,4 MW eólicos.

Sin embargo, el sector renovable se mantiene expectante ante regulaciones clave que podrían marcar el rumbo en 2026, como la aprobación del mecanismo de capacidad, una nueva subasta, y la definición pendiente del reglamento contra los apagones. Todo ello en un contexto de precios volátiles y redes eléctricas cada vez más saturadas.

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

BOE actualizado españa – Hoja 1

La entrada España tramita más de 2 GW renovables en los últimos dos meses: ¿Quiénes son los promotores y cómo son los proyectos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Mobility Portal da un paso decisivo en su evolución digital con el lanzamiento de su nueva web, una plataforma que integra en un único espacio a Mobility Portal Latinoamérica y Mobility Portal Europa, manteniendo la cobertura por países y ampliando su alcance global.

Desde ahora, toda la información clave del ecosistema eMobility —noticias, tendencias, mercados, empresas y tecnología— convive en un mismo entorno, diseñado para profesionales que necesitan velocidad, precisión y análisis en un sector en plena transformación.

La nueva plataforma incorpora una interfaz ultrarrápida, pensada para que los usuarios encuentren lo que buscan en segundos y optimicen su tiempo de lectura y análisis. A esto se suma una experiencia mobile first, fluida y eficiente, que permite acceder al contenido desde cualquier dispositivo sin perder funcionalidad.

Entre las principales novedades, Mobility Portal permite crear una cuenta personalizada, desde la cual cada usuario puede guardar artículos y notas de interés, definir sus preferencias de lectura y recibir notificaciones vinculadas a los temas que realmente importan.

El portal está disponible en español e inglés, reforzando su posicionamiento como medio de referencia a nivel internacional y facilitando el acceso a audiencias profesionales de distintos mercados.

La experiencia de consumo de contenidos también evoluciona: ahora es posible escuchar la lectura de los artículos, una funcionalidad pensada para mantenerse informado mientras se realizan otras actividades. Además, compartir contenidos en redes sociales resulta más simple e inmediato.

La nueva web incorpora también una sección de productos destacados, donde los lectores pueden conocer soluciones, tecnologías y propuestas relevantes del mercado, así como un espacio dedicado a eventos y transmisiones en vivo, que centraliza webinars, foros y coberturas especiales.

Con este lanzamiento, Mobility Portal consolida su rol como hub global de información estratégica sobre movilidad eléctrica, conectando regiones, mercados y actores clave en una sola plataforma, pensada para acompañar el ritmo de transformación que hoy define al sector a nivel global.

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Guatemala dio un paso clave en su transición energética con la presentación del Plan de Expansión Indicativo de Generación (PEIG) y el Plan de Expansión del Sistema de Transporte Eléctrico (PET) 2026–2050.

Ambos documentos plantean una transformación de fondo en la matriz del país: al cierre del período, el 81,5% de la generación provendrá de fuentes renovables, con fuerte protagonismo de la energía solar, la geotermia y el almacenamiento.

La estrategia incluye una expansión acelerada de la infraestructura eléctrica, necesaria para acompañar una demanda en constante crecimiento, ya que prácticamente se cuadriplicó en el presente siglo y se espera que se duplique en las próximas dos décadas.

Incluso, en el escenario base, que optimiza costos y expansión mínima, se alcanzará una capacidad instalada proyectada de 9147 MW y donde la participación de renovables sobrepasa el 80%.

El portafolio de proyectos candidatos identificado por el MEM refleja con claridad la dirección renovable que tomará la expansión. El 84% de los 8797 MW considerados como potenciales provienen de fuentes limpias, lo que equivale a 7420 MW de capacidad.

En primer lugar, la hidroelectricidad sigue siendo la principal fuente de gran escala, con más de 2700 MW proyectados, aunque con desafíos relacionados con la variabilidad hídrica. Le sigue la solar fotovoltaica, que se consolida como la fuente renovable variable más relevante del sistema con más de 2400 MW, y que será clave en la estrategia de expansión descentralizada.

La geotermia aportará firmeza al sistema con hasta 617 MW, destacándose como una de las tecnologías estratégicas para dar estabilidad a la red. En forma complementaria, se prevé entre 415 y 545 MW eólicos, cuya generación nocturna y en época seca actúa como contraparte ideal de la solar.

También se incluyen tecnologías de bioenergía, con 342 MW de cogeneración y 250 MW de biogás, aprovechando residuos y excedentes industriales, especialmente durante la zafra azucarera.

En paralelo al crecimiento de la gran escala, la generación distribuida renovable (GDR) muestra una expansión sostenida. La capacidad pasó de 7,5 MW en 2009 a más de 160 MW en 2024, y se proyecta que alcance los 1200 MW para 2050, compuesta por 810 MW solares, 250 MW de biogás y 140 MW hidroeléctricos.

Actualmente existen más de 14 000 usuarios autoproductores con excedentes de energía (UAEE), quienes además de cubrir su propio consumo, inyectan energía a la red, mejorando la eficiencia del sistema y reduciendo pérdidas.

El documento también reconoce el papel central que jugará el almacenamiento con baterías (BESS) en los escenarios de transición. Para garantizar flexibilidad operativa y confiabilidad en un contexto de alta penetración de renovables, se establece que todos los proyectos solares mayores a 50 MW deberán contar con baterías equivalentes al 30% de su capacidad instalada.

Para 2050, se estima que habrá al menos 370 MW de sistemas BESS acoplados a plantas fotovoltaicas. Estas unidades permitirán optimizar los flujos de potencia, sustituir generación forzada y aportar compensación reactiva, funciones esenciales para mantener la estabilidad del sistema.

En paralelo al PEIG, el PET 2026–2050 traza el crecimiento del sistema de transporte eléctrico, con un enfoque en confiabilidad, cobertura y eficiencia. El plan prevé la construcción de 5687 km de nuevas líneas de transmisión y la incorporación de 172 subestaciones. Esta expansión permitirá conectar nuevos proyectos, mejorar el servicio en áreas rurales y sostener el crecimiento de la demanda a nivel nacional.

En el contexto operativo de expansión de la red, el último intento por avanzar en la infraestructura enfrentó un tropiezo: la licitación pública PET‑3 para obras de transmisión fue declarada desierta tras la falta de documentación técnica completa por parte del único oferente, lo que impidió adjudicar los proyectos previstos y dejó momentáneamente sin ejecución más de 230 km de líneas consideradas críticas para aliviar cuellos de botella y conectar nueva generación renovable al sistema.

Esta situación, confirmada por fuentes del sector energético, expone la necesidad de perfeccionar las condiciones de los procesos de contratación pública para atraer mayor participación privada, y se esperaba que el Ministerio de Energía y Minas definiera si ratificar o ajustar lo resuelto para relanzar la convocatoria bajo bases más competitivas.

Posteriormente, autoridades del MEM informaron a Energía Estratégica que están trabajando en replantear y relanzar la convocatoria bajo condiciones más competitivas, explorando mecanismos alternativos de contratación y segmentación de obras para asegurar el avance de la transmisión en 2026 y mitigar riesgos de retraso en la materialización de la expansión eléctrica prevista en los planes al 2050.

La ampliación de la red también habilita mayor integración regional y más oportunidades de intercambio de energía con los países vecinos, en línea con los objetivos del SIEPAC.

Según el director de Energía, Luis Manuel Pérez, “la red eléctrica debe crecer al ritmo del país y estar lista para integrar nuevas tecnologías y fuentes de generación”.

El desarrollo de estos planes contó con el respaldo técnico y financiero de socios estratégicos como la Unión Europea, GIZ, GetTransform y CEPAL. El involucramiento de la cooperación internacional no solo aportó solidez técnica, sino que también reforzó la legitimidad institucional del proceso.

Desde la Delegación de la Unión Europea en Guatemala, María González Mata destacó que “apoyar esta transición energética justa y sostenible es una prioridad que compartimos con el país”.

Los planes lanzados por el MEM configuran una hoja de ruta con metas claras, apertura a la inversión y visión de largo plazo. A partir de ahora, el desafío será pasar del papel a los proyectos concretos, con mecanismos que aseguren la ejecución y el seguimiento efectivo de la transformación energética que Guatemala ya puso en marcha.

01-2026 PLANES PET Y PIEG

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La elección de José Antonio Kast como presidente de Chile ha reconfigurado el escenario para el sector, de modo que comienzan a definirse los cuadros técnicos y políticos que ocuparán los cargos clave del nuevo gobierno, siendo uno de los focos de mayor expectativa el Ministerio de Energía.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, cuatro personas concentran el abanico de nombres de quienes evalúan la gobernanza futura del sistema eléctrico chileno: José Venegas, Rodrigo Álvarez, Francisco López y José Luis Daza.

Perfiles que, en caso de asumir deberán conducir una transición compleja marcada por mayor penetración renovable y alta participación de sistemas de almacenamiento, la modernización del sistema y las reformas regulatorias.

¿Quién es quién de los candidatos a ocupar la silla central del Ministerio de Economía? 

José Venegas fue secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) entre 2018 y 2022, y cuenta con tres décadas de experiencia en generación, transmisión y distribución, con pasado en empresas de renombre como Colbún y Endesa, entre otras.

Durante el último tiempo ocupó el estatus de referente energético de la candidatura presidencial de Kast, a tal punto que reveló las propuestas del líder del Partido Republicano, entre las que se destacan una agenda centrada en la libertad del consumidor, la eliminación de trabas burocráticas, el ordenamiento de las PMGD y modernización técnica sin subsidios.

También figura Rodrigo Álvarez, quien fuera ministro de Energía entre 2011 y 2012, además de expresidente de la Cámara de Diputados y exvicepresidente de la Convención Constitucional.

Aunque se reconoce su cercanía con el presidente electo, fuentes cercanas indican que su participación se inclinaría a un rol más técnico que ministerial o cargos de primera línea, dado su perfil estratégico y su trayectoria parlamentaria.

Otro nombre que toma fuerza es Francisco Javier López, exsubsecretario de Energía entre 2019 y 2022 (en reemplazo de Ricardo Irarrázabal), abogado de la Universidad Católica y actual socio del estudio Jara Del Favero. 

Durante su mandato como subsecretario de Energía, brindó una entrevista para Energía Estratégica (ver nota) en la que abordó las prioridades necesarias para continuar con la diversificación de la matriz y el impulso de las renovables, como también los cambios necesarios en aquel entonces.

Y según fuentes cercanas a Energía Estratégica, su etapa durante el durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera lo posiciona como una opción sólida, tanto para Energía como para otras carteras vinculadas al desarrollo productivo.

Finalmente, aunque con menor probabilidad, se ha mencionado que el nuevo presidente del país andino llamaría a José Luis Daza, actual viceministro de Economía en Argentina, de nacionalidad chileno-argentina y vinculado históricamente al mundo financiero. 

En el ámbito público, fue representante del Banco Central de Chile en Asia, con base en Tokio. Su nombre fue asesor y sonó como candidato a ocupar el ministerio de Economía durante la campaña electoral de 2021 en caso de que hubiese ganado el candidato de ultraderecha José Antonio Kast,

Mientras que años atrás, casi desde el comienzo de la presidencia de Javier Milei, Daza colaboró con el equipo económico debido a su nacionalidad, identificación política y varias amistades personales que posee en su país natal, entre ellas Luis Caputo hace más de 30 años, a quien conoció por haber trabajado juntos en JP Morgan.

Si bien recibió una oferta para dejar el viceministro de Economía en Argentina sumarse al gabinete chileno, su inclusión pierde fuerza tras la confirmación de Jorge Quiroz como nuevo ministro de Hacienda.

Un diseño político bajo presión: el triministerio en suspenso

Durante las primeras conversaciones sobre el gabinete, se barajó la posibilidad de crear un triministerio que agrupe Energía, Economía y Minería, lo que permitiría concentrar poder de decisión estratégica en una sola figura. 

Sin embargo, la propuesta comenzó a debilitarse tras las advertencias de distintos actores del sector, que plantearon la necesidad de mantener autonomía en cada una de esas áreas, dada la complejidad técnica y los desafíos particulares que enfrentan.

Al mismo tiempo, el modelo de triministro también habría sido cuestionado dentro del propio oficialismo, ya que podría reducir el margen para integrar a distintos referentes políticos. En ese marco, la opción de mantener la cartera de Energía con un liderazgo propio se consolida como la alternativa probable, permitiendo además dar señales claras a los actores del sector sobre la hoja de ruta que tomará el nuevo gobierno.

A la espera de definiciones oficiales, el mercado energético sigue de cerca cada movimiento. Lo que sí se sabe es que para el nuevo gobierno, el futuro es renovable, ya que se espera la construcción de más de 10 GW en los próximos años, de los cuales el 95% son proyectos renovables; sumado a que, de acuerdo con las proyecciones del equipo de Kast, Chile alcanzará en 2027 los 9 GW de sistemas de baterías y 14 GW en 2030.

La entrada ¿Quiénes son los nombres que suenan para Energía en el gobierno de Kast en Chile? se publicó primero en Energía Estratégica.

Red Eléctrica España (REE) ha puesto en evidencia 78 nudos de la red de transporte donde se activará el procedimiento de concurso de capacidad de acceso de demanda. De estos puntos críticos, 46 pertenecen a redes de 220 kV y 32 a redes de 400 kV, en función de su tensión nominal. 

El análisis regional permite identificar a Andalucía como la comunidad con mayor concentración, con 19 nudos afectados. Le siguen Castilla y León (11), Aragón (10) y Castilla-La Mancha (9), mientras que la Comunidad de Madrid y Extremadura presentan 7 nudos cada una. También aparecen en el listado Cataluña (5), Galicia (4), y en menor medida País Vasco, Comunidad Valenciana y Murcia, con 2 nudos cada una.

La publicación, fechada el 15 de diciembre de 2025, se realiza en aplicación de los artículos 20 bis y 20 quater del Real Decreto 1183/2020, que regula el acceso y conexión a las redes eléctricas de transporte y distribución en España.

Según lo dispuesto, cuando en un mismo nudo concurren múltiples solicitudes de acceso sin capacidad técnica suficiente para atenderlas de forma simultánea, se debe activar un concurso competitivo para adjudicar la capacidad disponible de forma objetiva y transparente. En tanto que la identificación pública de estos nudos marca un paso en la organización técnica y regulatoria del sistema eléctrico ante la creciente presión de nuevas solicitudes de consumo intensivo.

La medida no solo identifica los puntos donde la red está más comprometida, sino que lanza una señal directa a promotores industriales, operadores logísticos y desarrolladores de proyectos de electromovilidad, hidrógeno verde o almacenamiento, sobre dónde deben prepararse para competir por capacidad.

Esta publicación ocurre en un contexto de alta tensión estructural en la red, especialmente en el sistema de distribución, donde los mapas de capacidad publicados por las distribuidoras bajo la Circular 1/2024 de la CNMC muestran que el 83,4 % de los nudos ya se encuentran saturados, es decir, sin margen técnico para admitir nueva demanda sin inversiones adicionales.

Según informó Energía Estratégica, esto ha generado inquietud entre actores del mercado renovable y de la electrificación industrial. Expertos consultados reclaman medidas urgentes para flexibilizar accesos y acelerar la inversión en redes eléctricas que permitan incorporar nuevos consumos y tecnologías innovadoras.

En este contexto, Abelrado Reinoso, destacó la necesidad de habilitar posiciones disponibles en subestaciones, permitir el uso compartido entre demanda y generación, flexibilizar los criterios de acceso, y priorizar proyectos con mayor madurez técnica y financiera. También apuntó que figuras como el acceso flexible, recientemente introducido en la Circular 1/2024, pueden aportar soluciones si se aplican correctamente: “Lo importante es que se entienda que no toda la potencia se necesita 24/7, y que el sistema pueda valorarlo”, explicó.

El documento publicado por REE especifica que “se muestran los nudos de la red de transporte en los que el Operador del Sistema ha informado de que concurren las circunstancias para celebrar un concurso de acceso de demanda”, y detalla con precisión la fecha de comunicación, tensión del nudo y ubicación geográfica.

Para el sector energético, este nuevo mapa no es solo una declaración técnica, sino que puede funcionar como una guía estratégica para tomar decisiones sobre ubicación de plantas, inversiones en eficiencia eléctrica y desarrollo de proyectos industriales. A su vez, permite prever la competencia regulatoria por el acceso a una red limitada, lo cual tiene impacto en los calendarios de puesta en marcha y viabilidad de nuevas iniciativas.

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El Gobierno mexicano anunció que en enero lanzará la segunda convocatoria pública para proyectos de generación limpia y almacenamiento. En ese contexto, actores del sector valoran positivamente los resultados de la primera ronda, en la que se adjudicaron 3300 MW de capacidad renovable y 1200 MW en almacenamiento.

Uno de los aspectos más destacados fue la celeridad inédita del proceso, posible gracias a que los proyectos seleccionados fueron declarados estratégicos, lo que habilita cronogramas definidos para permisos y construcción.

“El proceso de permisos e interconexión que antes tomaba dos años, lo comprimieron en dos meses. Eso da muchísima certeza a quien financia, a quien construye y a quien compra la energía”, señaló Alejandro Robles, director de MRS Sustentables, en diálogo con Energía Estratégica.

Con este precedente, anticipa que habrá un mayor interés del sector privado en la nueva etapa. “Va a ser muy interesante esta segunda vuelta. Hay jugadores fuertes que quisieron ver cómo se daba la cosa, y ahora se van a animar. Y si se incorporan mejoras, puede ser aún más potente”, planteó.

No obstante, Robles apuntó que para consolidar este esquema y ampliar su impacto será clave introducir mayor flexibilidad en aspectos técnicos, económicos y regulatorios.

“Sería deseable tener una mayor flexibilidad en las convocatorias, en especial en lo que respecta a dónde interconectarte. Que, por ejemplo, te digan: ‘necesito energía en la zona Occidental’, y que además te anticipen el costo de los refuerzos macro, aunque sea aproximado. Así podés ver cómo optimizar tu proyecto para sacarlo adelante”, sostuvo. A su juicio, la falta de esa información limita la planificación eficiente y restringe la participación de nuevos actores.

“Esto es un proceso dinámico, es una nueva ley, un nuevo sector. Creo que todos vamos a ir aprendiendo con el tiempo. Y para eso, los instrumentos regulatorios también tienen que empezar a incorporar cierta flexibilidad”, remarcó. También sugiere que se permita postular tecnologías distintas a las previstas para ciertas regiones, siempre que estén técnica y económicamente justificadas.

Lejos de plantear una baja en los estándares, Robles aclaró que este pedido apunta a mejorar el alcance del esquema sin afectar su rigor. Por el contrario, destaca que la primera convocatoria sirvió como un filtro que elevó la calidad del mercado. “Solo entran los proyectos serios. Necesitás tener terrenos arrendados, estudios de interconexión avanzados, la manifestación de impacto ambiental y social presentada… y además, poder asumir refuerzos que cuestan cientos de millones de pesos”, puntualizó.

Otro eje relevante fue la incorporación obligatoria de almacenamiento. Todos los proyectos debieron integrar baterías equivalentes al 30% de su capacidad nominal, con tres horas de respaldo para solar y cuatro para eólica. Como resultado, se prevé la instalación de entre 3 y 4 GWh. “El almacenamiento ya no es opcional. Llegó, se va a instalar y será parte de la estructura del sistema eléctrico en México”, afirmó.

Más allá de los proyectos adjudicados, Robles observa una reactivación transversal en el ecosistema energético. Aumentaron las solicitudes de generación distribuida por parte de industrias, especialmente para instalaciones menores a 20 MW.

Además, proveedores de equipos, firmas de ingeniería, consultores financieros y operadores O&M ya comenzaron a movilizarse. “Esto está activando el ecosistema. Va a haber empleos bien remunerados, actividad para proveedores, técnicos y reclutadores”, indicó.

Por último, señala que aún resta completar aspectos normativos clave. Si bien la Ley del Sector Eléctrico se publicó en marzo y en octubre se presentó el nuevo reglamento, todavía falta actualizar manuales de interconexión, reglas de mercado y disposiciones técnicas.

“Falta que todos tengan muy claro cuál es la película. Pero las señales han sido muy positivas”, concluyó.

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El almacenamiento se consolida como una palanca clave para mejorar la rentabilidad de los proyectos solares en España. Según estimaciones de AleaSoft, la integración de baterías puede aumentar los ingresos hasta en un 40%, al permitir a las plantas operar de forma más estratégica, maximizando valor en un mercado cada vez más volátil.

“Al integrar baterías, la planta pasa a una estrategia mucho más activa, basada en arbitraje, gestión del riesgo y captura de volatilidad. El perfil de ingresos cambia radicalmente: menos dependencia de las horas solares canibalizadas, mayor exposición a precios altos en horas punta y una combinación de ingresos más diversificada y estable en el tiempo», aseguró Antonio Delgado Rigal, CEO de Aleasoft. 

«En la práctica, el almacenamiento convierte a la planta solar en un activo gestionable, con más resiliencia frente a cambios de mercado y mayor bancabilidad”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

Este nuevo enfoque no responde solo a una mejora operativa y económica, sino a un cambio estructural en el funcionamiento del mercado mayorista español. Si bien el precio medio ha registrado niveles contenidos en los últimos meses, el comportamiento real del mercado está marcado por una volatilidad horaria e interdiaria creciente, producto del avance renovable, la débil evolución de la demanda y unas interconexiones aún limitadas en España.

“El mercado ha entrado en una fase en la que el precio medio ya no es el principal mensaje; lo relevante es la dispersión de precios por horas y días”, subrayó Delgado Rigal.

 En este escenario, las horas centrales del día concentran una sobreoferta fotovoltaica que hunde los precios, mientras que los momentos sin sol ni viento siguen dominados por los ciclos combinados de gas, empujando los precios al alza.

Consultado sobre qué indicadores deben mirar con más atención los desarrolladores para anticiparse a los cambios de mercado, Delgado Rigal apuntó que ya no basta con observar el precio medio del pool. En su lugar, recomienda enfocarse en la forma del precio horario y su volatilidad, elementos que definen el verdadero valor de un proyecto.

“Ahí es donde se genera, o se destruye, valor”, sostuvo el CEO de AleaSoft, quien subrayó la relevancia de analizar los spreads horarios y estacionales, la correlación entre precios y producción renovable, así como la evolución de las horas en que casan las centrales de gas, por ser estas las que determinan los picos de precio.

Para poder operar en un entorno con tanta dispersión horaria y dependencia de condiciones variables, Delgado Rigal insiste en que no alcanza con tener una visión estática o puntual del mercado. Es indispensable contar con previsiones horarias y cuartohorarias a largo plazo, con probabilidades asociadas, que permitan evaluar diferentes escenarios, anticipar riesgos y definir estrategias realistas.

Esta necesidad se vuelve especialmente crítica en proyectos de hibridación y almacenamiento, donde el valor económico depende del encaje preciso entre generación, precios y flexibilidad.

“En un mercado cada vez más complejo, estas métricas y previsiones avanzadas son las que permiten anticiparse a los cambios y diseñar proyectos realmente viables en el tiempo”, enfatizó.

Delgado Rigal destaca que los sistemas de almacenamiento no solo ayudan a suavizar los precios horarios, sino que también “aportan servicios de ajuste y control, de modo que se necesitarán menos ciclos combinados funcionando solo para garantizar el control de tensión y la estabilidad de la red”. 

No obstante, enfatiza en que para que el almacenamiento sea verdaderamente rentable se necesitan marcos regulatorios que remuneran explícitamente la flexibilidad y los servicios al sistema, más allá del mercado de energía. 

“Se necesita una retribución explícita por la flexibilidad y los servicios al sistema: capacidad, regulación de frecuencia, control de tensión, servicios locales de red”, afirmó el CEO de AleaSoft, destacando que sin señales claras de regulación a largo plazo, gran parte del valor potencial de estos activos puede quedar sin capturar.

En un mercado cada vez más impredecible, AleaSoft se posiciona como un facilitador estratégico clave para utilities, comercializadoras, fondos de inversión y desarrolladores. A través de escenarios de precios, demanda y producción renovable, la empresa proporciona herramientas que permiten estructurar PPAs, evaluar riesgos, optimizar carteras y mejorar la bancabilidad de los proyectos. 

“Nuestro papel no es decir qué decisión tomar, sino poner números, probabilidades y coherencia de mercado a cada alternativa, de forma que cada agente pueda decidir con mayor visibilidad y confianza en el largo plazo”, explicó el ejecutivo.

Para ello, la compañía utiliza AleaModel, un sistema de previsión propio diseñado específicamente para el sector energético. El modelo combina una estructura estadística tipo SARIMA de Box-Jenkins con redes neuronales artificiales, lo que le permite capturar la estacionalidad, la dinámica temporal y las relaciones entre variables del mercado. 

“El modelo ajusta de manera dinámica los parámetros, lo que convierte a AleaModel en un sistema adaptativo capaz de reaccionar rápidamente a cambios de tendencia y contexto”, resalta el CEO. 

En ese contexto, el Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026 aparece como uno de los espacios más relevantes para debatir estas cuestiones de almacenamiento y precios de energía. El encuentro, que se realizará el 12 de febrero de 2026 en Madrid, reunirá a reguladores, decisores empresariales y líderes tecnológicos para abordar desafíos y oportunidades en torno al almacenamiento, la integración renovable, los nuevos modelos de negocio y la evolución de los mercados energéticos en la Península Ibérica.

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La participación de fuentes renovables en la capacidad instalada eléctrica de América Latina y el Caribe alcanza ya el 65 %, una cifra histórica.

Sin embargo, eso no significa que las renovables generen esa misma proporción de energía en tiempo real. La diferencia entre capacidad instalada y generación efectiva sigue siendo una de las brechas técnicas más relevantes del sistema eléctrico regional.

Según el informe de monitoreo del mercado eléctrico regional, en junio de 2025 la generación renovable llegó al 71 % del total, con la hidroeléctrica aportando el 51 %. Pero en julio —en temporada seca— ese índice cayó al 65 % o menos.

Esta variación estacional revela que, en ciertos momentos del año, el sistema necesita seguir recurriendo a tecnologías fósiles como el gas o el fuel oil para garantizar el suministro.

Para Antonio S.R. López, CEO de A&M TECHNOLOGY, esa diferencia entre instalación y generación es estructural.

“No siempre es lineal el dato de capacidad instalada con el de generación aportada al sistema”, explicó, y subrayó que las brechas más urgentes están en la falta de almacenamiento, la escasa flexibilidad operativa y la necesidad de contar con pronósticos de recursos más precisos.

También advirtió que la infraestructura de transmisión actual necesita ser reforzada para sostener altos niveles de generación renovable en todas las condiciones climáticas.

La exposición a los combustibles fósiles tampoco se ha superado en términos económicos. El precio spot de la electricidad continúa anclado a las tecnologías térmicas, especialmente en momentos de baja generación renovable, congestiones regionales o picos de demanda. Si bien las renovables ayudan a amortiguar la volatilidad, aún no logran desacoplar completamente el precio eléctrico del gas y el fuel oil.

Según se detalla en el informe regional, para lograr un verdadero desacoplamiento se requiere más capacidad de almacenamiento, una red más flexible, mejoras en la transmisión regional y mercados de servicios complementarios que valoren adecuadamente los atributos técnicos de las renovables.

2026: año de inflexión para la operación del sistema

Las proyecciones de demanda hacia 2026 plantean un nuevo desafío para el sistema eléctrico regional. Aunque se espera que el crecimiento de la generación provenga mayoritariamente de renovables, la falta de soluciones estructurales como el almacenamiento y la flexibilidad puede convertir este escenario en un cuello de botella operativo.

Así lo advirtió López: “El impulso principal será la expansión renovable, pero sin almacenamiento ni flexibilidad, la operación no podrá sostenerse”.

La integración regional, a través del Mercado Eléctrico Regional (MER), podría ser una herramienta clave para enfrentar estos retos. El MER ya permite optimizar el despacho, reducir costos y reforzar la seguridad energética mediante el intercambio entre países. Sin embargo, su arquitectura actual no está diseñada para gestionar la variabilidad de fuentes intermitentes.

A nivel operativo, aún se necesitan ajustes normativos que permitan incorporar servicios auxiliares, mejorar los mecanismos de despacho y abrir la participación a recursos distribuidos. Las renovables han ampliado el potencial de integración energética regional, pero la capacidad limitada de la red de transmisión es hoy un freno para absorber grandes flujos variables.

El ejecutivo fue enfático al respecto: el diseño del mercado necesita adaptarse para que los recursos renovables puedan ser plenamente integrados, no solo a nivel técnico sino también comercial y económico. De lo contrario, los logros en capacidad instalada podrían verse comprometidos por restricciones estructurales no resueltas.

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Las nuevas operadoras toman posesión de las hidroeléctricas del Comahue en Argentina, asumiendo la gestión sin interrupciones en la operación, el despacho y la comercialización de energía dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), garantizando la continuidad plena del servicio mientras se completan los procedimientos administrativos definitivos, conforme el régimen transitorio establecido por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación.

Las empresas adjudicatarias que asumieron la posesión son:

• Edison Inversiones S.A.U. (Alicurá y Cerros Colorados),
• BML Inversora S.A.U. (El Chocón),
• Central Puerto S.A. (Piedra del Águila).

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) inició de manera simultánea las adecuaciones necesarias en programación, despacho, liquidaciones, registración y garantías, asegurando una transición ordenada y sin impactos sobre la operación del sistema eléctrico nacional.

Además de la oferta económica ya abonada al Estado Nacional, los adjudicatarios deberán realizar un rebumping integral de las centrales: un conjunto de obras de modernización, renovación y actualización tecnológica estimado en alrededor de USD 400 millones, destinado a extender la vida útil de los equipos, mejorar la eficiencia y elevar los estándares de seguridad operativa de los complejos hidroeléctricos. Estas inversiones forman parte de las obligaciones contractuales que deberán ejecutar en los próximos años.

Las nuevas concesionarias cuentan con 30 días corridos desde la toma de posesión para completar la documentación final requerida.

La toma de posesión marca un hito decisivo en la reorganización y modernización del sistema hidroeléctrico del Comahue, ya que asumen el compromiso de garantizar una operación segura, eficiente y sostenible, fortaleciendo la seguridad energética del país y consolidando un esquema de gestión basado en reglas claras, previsibilidad e inversión de largo plazo.

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El Gobierno de España asumió la Vicepresidencia de la 16ª Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), que se celebra del 10 al 12 de enero en Masdar, Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos).

España, representada por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, y encabezada en terreno por el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ocupará un rol estratégico durante todo el año 2026 dentro de esta entidad internacional dedicada a impulsar la transición energética global.

“El liderazgo de España en IRENA refleja nuestro compromiso con el multilateralismo, las energías renovables y la cooperación internacional como herramientas para garantizar un desarrollo justo, sostenible y con impacto socioeconómico positivo”, señaló Aagesen.

El anuncio coincide con la noticia de la retirada de Estados Unidos de varios foros multilaterales, incluida IRENA, decisión que el Gobierno español lamentó y calificó como un retroceso en los esfuerzos globales contra el cambio climático y por la seguridad energética.

Compromisos estratégicos y programa de trabajo 2026–2027

Durante la Asamblea, España financiará el programa de trabajo 2026–2027 de la Asociación para el Avance de las Energías Renovables en América Latina (PARLA), un plan que busca fortalecer capacidades técnicas y políticas, impulsar la expansión de infraestructuras y promover la bioenergía sostenible, entre otros objetivos clave.

El país aportará 250.000 dólares anuales para hacer viable este programa, que incluye foros regionales de formación y apoyo técnico a gobiernos y actores locales.

Además, en su intervención, Groizard reafirmará la necesidad de acelerar la transición energética como respuesta directa a la crisis climática y motor de crecimiento económico global.

España llega a esta Asamblea en un momento de liderazgo energético tangible: en 2025, las energías renovables cubrieron el 57% de la demanda eléctrica nacional, reforzando la seguridad energética y la autonomía del país frente a crisis geopolíticas o volatilidad de mercados.

El enfoque estratégico de IRENA para esta edición —que bajo el lema “Powering Humanity: Renewable Energy for Shared Prosperity” reunirá a líderes globales en Masdar— subraya la urgencia de acelerar soluciones renovables a escala mundial para promover prosperidad compartida, equidad energética y resiliencia climática

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España lanzó una serie de convocatorias que movilizan €1369 millones en ayudas para proyectos estratégicos que responden a un enfoque multisectorial en almacenamiento, infraestructura portuaria para eólica marina, transición energética industrial y eficiencia energética.

Se trata de seis líneas de ayudas actualmente activas: PORT-EOLMAR (€212 millones), Redes de calor y frío renovables (€50 millones), Sustitución de combustibles fósiles en cogeneración y residuos (€50 millones), RENOVAL II (€355 millones), Eficiencia energética y renovables en industria y servicios (€500 millones) y la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento (€202,5 millones), lanzada por el IDAE a finales de diciembre.

A continuación, el detalle de cada línea activa, sus fondos asignados, requisitos y estado de tramitación.

La línea PORT-EOLMAR destina €212 millones a proyectos de inversión para adaptar infraestructuras portuarias al despliegue de energías renovables marinas, en especial eólica marina flotante. La distribución regional de fondos contempla €100 millones para el Golfo de Vizcaya y costas ibéricas, €82 millones para el mar Mediterráneo y  €30 millones para Canarias (Atlántico Macaronésico).

Las ayudas están dirigidas exclusivamente a Autoridades Portuarias del sistema estatal, individualmente o agrupadas, y los proyectos deberán ejecutarse en un plazo máximo de 48 meses, sin superar el 31 de diciembre de 2030. Mientras que el plazo de solicitud se extiende entre el 28 de enero y el 3 de marzo.

Esta convocatoria cobra relevancia en un contexto donde España cuenta con más de una docena de preproyectos se encuentran paralizados a la espera de subastas y de la definición de regulaciones. Por su parte, APPA Marina reclama al Ejecutivo mayor claridad regulatoria y medidas urgentes para evitar que España quede rezagada frente a competidores europeos.

Por el lado del programa RENOVAL II moviliza €355 millones para fortalecer la industria nacional vinculada a la transición energética y apoyar la fabricación de componentes y tecnologías limpias, reduciendo la dependencia exterior y generando empleo verde dentro del país.

Podrán acceder empresas manufactureras, grandes industrias y PYMES proveedoras de soluciones en energías renovables, almacenamiento, eficiencia energética, hidrógeno renovable y redes inteligentes. Las solicitudes pueden presentarse desde el 22 de enero hasta el 25 de febrero.

Almacenamiento energético con bombeo reversible

Con una dotación de €90 millones, esta línea tiene como foco el almacenamiento hidroeléctrico mediante bombeo reversible, considerado estratégico para dotar de estabilidad y flexibilidad al sistema eléctrico. Las solicitudes pueden presentarse desde el 27 de enero al 26 de febrero.

Está dirigida a empresas energéticas, consorcios tecnológicos y operadores del sistema. Los proyectos deberán tener un componente de innovación tecnológica y estar alineados con la planificación energética nacional. Se priorizarán aquellos que permitan integrar más energías renovables variables (como solar y eólica) y contribuyan al equilibrio de la red en escenarios de alta penetración renovable.

Eficiencia energética y renovables en industria y servicios

La Conferencia Sectorial de Energía aprobó en diciembre de 2025 el reparto de €500 millones entre comunidades autónomas para impulsar la eficiencia energética y el uso de renovables en sectores industriales y de servicios.

Cada región abrirá sus propias convocatorias para ejecutar los fondos, priorizando proyectos que combinen mejoras en la gestión energética con integración de tecnologías limpias, incluyendo sistemas de autoconsumo, redes térmicas renovables y electrificación de procesos.

Las actuaciones elegibles abarcan: Optimización de procesos industriales, climatización eficiente y con energías renovable, automatización y digitalización energética y reducción del consumo eléctrico convencional

Podrán acceder empresas industriales, establecimientos del sector servicios (como hoteles, hospitales, centros comerciales), así como infraestructuras logísticas. El reparto regional ya fue aprobado y se espera que las comunidades comiencen a abrir sus líneas específicas durante el primer semestre de 2026.

Redes de calor y frío alimentadas por renovables 

Otra convocatoria con €50 millones de presupuesto está orientada a la creación o ampliación de redes térmicas alimentadas con fuentes como biomasa, geotermia o solar térmica. Las solicitudes pueden presentarse entre el 21 de enero y el 27 de febrero

Se aceptan proyectos promovidos por entidades públicas, privadas o mixtas, y se subvenciona la totalidad de la cadena: generación térmica renovable, distribución, almacenamiento y puntos de intercambio. Se priorizarán proyectos que suministren calor a varios edificios o instalaciones públicas.

A esos llamados se debe añadir uno centrado en la sustitución de combustibles fósiles en instalaciones de cogeneración y plantas de tratamiento de residuos por tecnologías renovables. Las ayudas cuentan con €50 millones disponibles y pueden solicitarse desde el 26 de enero hasta el 2 de marzo.

Los beneficiarios pueden ser empresas públicas o privadas titulares de instalaciones térmicas que operen bajo cogeneración de alta eficiencia o tratamientos energéticos de residuos. Las tecnologías elegibles incluyen bombas de calor, redes térmicas renovables, electrificación directa y autoconsumo. 

Proyectos innovadores de renovables y almacenamiento (segunda convocatoria)

Cabe recordar que a finales de diciembre el IDAE lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000. 

La línea financia soluciones vinculadas a almacenamiento, integración sectorial, agrivoltaica, generación renovable distribuida y otras tecnologías con bajo nivel de implantación comercial. El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero y finalizará el 19 de febrero.

Todas las convocatorias activas funcionan bajo el principio de concurrencia competitiva y se otorgan como subvención a fondo perdido, con intensidades que pueden alcanzar el 100% en algunos casos, especialmente para proyectos públicos o estratégicos.

 El desafío será ahora ejecutar estos recursos de manera ágil y coordinada, resolviendo las barreras normativas pendientes y garantizando el impacto real de estas inversiones.

El sector energético privado, por su parte, espera definiciones clave, especialmente en áreas como eólica marina y almacenamiento para acompañar este impulso con proyectos viables y escalables.

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La Secretaría Nacional de Energía de Panamá postergó la licitación pública LPI ETESA 01-25, orientada a nuevos proyectos de generación eólica e hidroeléctrica, fijando el 3 de marzo de 2026 como nueva fecha para la recepción de ofertas.

La medida, publicada mediante la Resolución N.° MIPRE-2026-0000072, responde a solicitudes del sector que advertían limitaciones en el diseño contractual original.

La modificación del calendario se acompaña de ajustes técnicos en el esquema de contratación. Hasta ahora, las propuestas solo podían presentarse bajo la modalidad de contrato con diferencia de curva de demanda, una estructura que, según advirtió ETESA, dificultaba la viabilidad financiera de proyectos con generación variable, como los eólicos.

En respuesta, la Secretaría resolvió permitir una alternativa adicional: diferencia de curva de generación, que habilita a los desarrolladores a presentar ofertas más alineadas con su perfil técnico y operativo, especialmente en el caso de tecnologías no gestionables.

Por lo que la resolución mencionada instruyó a ETESA a adaptar el pliego de cargos en función de estas modificaciones y a presentar el documento actualizado ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) antes del 8 de enero.

Condiciones revisadas y expectativas del mercado

La subasta LPI ETESA 01-25 forma parte del proceso de contratación de potencia firme y energía a largo plazo para centrales nuevas, exclusivamente de tipo eólico e hidroeléctrico., que se enmarca dentro de la estrategia nacional de transición energética, con foco en la reducción de emisiones y la diversificación de la matriz.

El esquema original había generado preocupación en el sector privado por su impacto sobre la competitividad de ciertos proyectos. Al obligar a los proponentes a ajustarse a una curva de demanda rígida, el diseño excluía propuestas que no podían garantizar producción constante, incluso si aportaban energía limpia y complementaria al sistema.

Con el nuevo plazo, las empresas interesadas tendrán más margen para evaluar las condiciones, rediseñar sus ofertas y presentarse en igualdad de condiciones. Desde el mercado, la expectativa es que esta apertura técnica contribuya a ampliar la participación y mejorar las condiciones económicas del proceso.

Fuentes del sector advirtieron que esperan que la adjudicación no sufra nuevas demoras. Según indicaron, una buena política energética es aquella que «vela por el bienestar y la salud de la población a precios accesibles”.

«Se espera que su adjudicación garantice continuar con la descarbonización de la matriz energética panameña», agregaron en diálogo con Energía Estratégica.

De respetarse el nuevo cronograma, la adjudicación podría concretarse en el primer semestre del año. El avance del proceso es clave para habilitar la construcción de nuevos parques eólicos y centrales hidroeléctricas que permitan cubrir la demanda futura con recursos renovables y mejorar la resiliencia del sistema.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva ronda del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) correspondiente al cuarto trimestre de 2025, pero el escenario presenta serias limitaciones: sólo 50 MW cuentan con disponibilidad plena para evacuación de energía sin restricciones.

Dicha capacidad está circunscripta exclusivamente al corredor conformado por Misiones, NEA y Litoral, según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA. Mientras que el resto de la capacidad se encuentra bajo la modalidad Referencial A, lo que implica la posibilidad de hasta un 8% de curtailment en la generación hasta que se habiliten las obras de transmisión necesarias.

Bajo dicha modalidad con restricciones, CAMMESA detalla tres corredores con capacidad de transporte adjudicable: 

• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 190 MW disponibles y un adicional de 200 MW si los proyectos son solares
• Centro – Cuyo – NOA: Apenas 32 MW exclusivamente para solicitudes eólicas
• Misiones – NEA – Litoral: Hasta 475 MW.

La convocatoria establece como fecha límite para la presentación de solicitudes el viernes 16 de enero de 2026. En caso de que exista más demanda que capacidad disponible, CAMMESA publicará el 3 de febrero qué proyectos deben entrar en un mecanismo de desempate, mientras que los ganadores se conocerán el viernes 13 de febrero.

Un punto crítico del llamado es que los proyectos que se presenten bajo capacidad restringida no podrán hacer uso efectivo de la prioridad de despacho si las obras eléctricas correspondientes no están habilitadas. 

CAMMESA señala que, en esos casos, “la prioridad de despacho otorgada no podrá hacerse efectiva hasta la habilitación comercial correspondiente”, y remarca que es responsabilidad exclusiva del proyecto afrontar los riesgos de evacuación o problemas de habilitación comercial.

Entre las infraestructuras clave consideradas, se listan la ET Ampajango 220/132/33kV, la Nueva San Juan Sur, el Segundo Transformador San Juan 500/132 kV, las líneas Chamical – Rioja Sur, Nonogasta Solar – Malligasta 2, Santiago Sur – Bandera, la LAT Maranzana II – Promaiz, Villa Mercedes Sur – Parque Industrial San Luis, y la DT Solar Ullum – Costanera San Juan, entre otras.

Impacto histórico del MATER y operatividad real

El último reporte de CAMMESA sobre el estado del MATER revela un crecimiento sostenido en solicitudes adjudicadas, pero también un nivel de restricciones operativas significativo. 

En total, se contabilizan 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 96 pertenecen al MATER Pleno (3726,5 MW) y 40 a Referencial A (2293,2 MW). Sin embargo, sólo 85 proyectos están en operación efectiva, lo que implica una capacidad real de 3646,5 MW.

Además, existen 3015 MW adicionales adjudicados a través de proyectos con obras de transmisión asociadas o incremento de demanda conforme a la Resolución SE 360/23, metodología que ha crecido de manera escalonada mientras el sector aguarda las licitaciones para concesión privada de las obras de transporte eléctrico. 

Y cabe recordar que la Secretaría de Energía de Argentina definió que AMBA I, la línea Río Diamante – Charlone – O’Higgins, y la línea Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, serán las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Tettamanti estima la licitación de transmisión de AMBA I para el primer cuatrimestre de 2026

El lado negativo del informe de CAMMESA es que se han dado de baja 3357,4 MW de capacidad adjudicada, ya que han desistido de la asignación desde la aplicación del esquema de pagos para el mantenimiento de la prioridad asignada. 

Este dato revela una alta presión financiera y técnica para los proyectos, en un contexto donde la disponibilidad de capacidad libre y no condicionada es cada vez más limitada.

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Clou ESS, empresa de origen chino con una extensa trayectoria en el desarrollo de soluciones de almacenamiento energético, avanza en una estrategia de expansión sostenida en Sudamérica, apoyada en proyectos en operación, participación en licitaciones y el lanzamiento de nuevas tecnologías BESS.

Con un proyecto de 105 MW / 420 MWh en la región de Copiapó,  en el marco de la Granja Solar del Grupo COPEC, desarrollada por Transelec, y se prepara para nuevas instalaciones previstas para 2026, Chile se ha consolidado como el principal mercado operativo de Clou ESS en Sudamérica. 

“Los proyectos que tenemos en Chile son muy buenos, pero queremos crecer aún más”, expresó Alejandro Mc Donough, CEO para Latinoamérica de la empresa, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile. 

Además, en la región de Copiapó, desarrolla un proyecto PV+BESS que prevé una expansión de almacenamiento desde 210 MWh hasta 310 MWh para enero de 2026.

Mientras que en Argentina, la empresa apunta a suministrar a proyectos adjudicados en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados a instalarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires), tras haber ejecutado un sistema PV+BESS de 63 MWh en Catamarca. 

“La licitación AlmaGBA nos ocupó e interesó bastante, ya que es una muy buena oportunidad y puede ser la apertura a futuras convocatorias en el país. Estamos muy pendientes, primero para obtener algún contrato y luego ampliarnos a otras áreas”, reconoció Mc Donough. 

Reviva la entrevista completa con Alejandro Mc Donough: https://www.youtube.com/watch?v=AGTpERf0ZF4

Por su parte, en Brasil, Clou ESS sigue de cerca la primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”, puesta en consulta pública en noviembre del año pasado y prevista a realizarse en abril 2026. 

“Brasil puede despertar este año y eso es lo que vamos a buscar”, anticipó el CEO regional, que también menciona conversaciones en Colombia, México y Costa Rica, como parte del objetivo de consolidar una presencia regional.

Cabe recordar que Clou ESS es una compañía china con más de dos décadas de trayectoria en almacenamiento energético, y combina su experiencia en tecnologías grid-forming y control de red con una estrategia regional centrada en la adaptación tecnológica y soluciones de última generación.

Por lo que una de las claves de la expansión de Clou ESS está en su capacidad de adaptar sus soluciones a diferentes modelos de negocio. 

“Hoy un negocio parte como arbitraje y mañana puede ser un negocio de servicio complementario perfectamente. Y desde la compañía contamos con tecnología que permite hacer cualquiera de estas aplicaciones”, afirmó Mc Donough. 

Nuevas soluciones y hoja de ruta tecnológica

El despliegue regional de Clou ESS está acompañado por una renovación de su portafolio tecnológico, que incluye los modelos Aqua C 1.0, 2.5 y 3.0, orientados a proyectos industriales, PMGD y utility-scale.

El Aqua C 3.0, recientemente lanzado, incluye versiones de 3,2 MWh y 3,8 MWh con baterías de entre 584 y 614 Ah, refrigeración líquida, active balancing, arquitectura optimizada y mayor integración digital. “

“Ya lanzamos al mercado la solución Aqua C 3.0 y a principios del 2026 comenzaremos a hacer el delivery de esos sistemas”, adelantó el CEO para LATAM durante la entrevista destacada de FES Chile. 

“También estamos trabajando la versión en corriente continua (DC), en la que los contenedores son enviados preconfigurados desde China, en tanto que la instalación y la puesta en servicio en terreno es mucho más sencilla, se disminuye fuertemente el cableado y baja los costos del proyecto”, concluyó. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil revocó 509 permisos para plantas de energía solar y eólica, con un total aproximado de 22 GW, durante el 2025.

¿A qué se debe la situación? La mayoría de las revocaciones corresponde a pedidos iniciados por los propios desarrolladores, que decidieron desistir de los proyectos tras constatar su falta de factibilidad técnica o financiera en el contexto actual del sector. Dentro de ese universo, 348 solicitudes se vinculan con la Ley 15.269/2025, surgida a partir de la conversión de la MP 1.304/2025.

Cabe destacar que la Ley N.° 15.269 de 2025 (Ley de Conversión de la Medida Provisional N.° 1.304 de 2025) abrió la posibilidad de revocar, sin penalizaciones, 348 proyectos de generación eléctrica que tenían una prórroga del plazo para acceder al descuento en las tarifas de uso de la red y que no firmaron el contrato de uso del sistema. 

La fecha límite para presentar estas solicitudes fue el 26 de diciembre de 2025. En total, 158 proyectos presentaron solicitudes de renovación, totalizando aproximadamente R$ 1,04 mil millones en garantías asociadas a los proyectos.

Y entre los 190 proyectos de energía solar y eólica que no solicitaron renovación dentro del plazo, el valor de las garantías involucradas totalizó aproximadamente R$ 1,41 mil millones, según datos del organismo regulador.

Estos datos evidencian una depuración relevante del portafolio nacional de iniciativas renovables y describen a un sector que avanza con mayor prudencia, condicionado por limitaciones en la infraestructura, modificaciones normativas y criterios más estrictos para validar la viabilidad efectiva de los proyectos.

La siguiente tabla detalla el número de permisos, potencia generada y valor de la garantía de los proyectos que solicitaron la revocación dentro del plazo establecido por la ley y de aquellos que no la solicitaron.

La entrada Freno a las renovables en Brasil: ANEEL cancela más de 500 solicitudes de concesión renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis, líder global en tecnología de inversores solares, anuncia el lanzamiento de su Encuesta de Satisfacción de Fin de Año. Esta encuesta brinda a clientes, socios y partes interesadas la oportunidad de compartir sus comentarios sobre su experiencia con los productos y servicios de Solis a lo largo del último año.

Las opiniones son fundamentales para dar forma a futuras funcionalidades de producto, mejoras en el servicio y a la experiencia general del cliente. Como agradecimiento, todos los participantes de la encuesta participarán en un sorteo con la oportunidad de ganar atractivos premios.

Los temas de la encuesta incluyen:

• ¿Qué tan satisfecho estás con el desempeño de tu sistema Solis?
• ¿Cómo calificarías tu experiencia con el servicio y soporte al cliente de Solis?
• ¿Qué funciones o mejoras te gustaría ver en futuros productos?

Detalles de la encuesta:

• Disponible del: 9 al 15 de enero de 2026
• Tiempo de respuesta: solo unos minutos
• No se requiere compra
• Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
• Participa aquí: https://forms.gle/iSskpUZ4GCVp9mS67

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Solis (Ginlong Technologies) es un líder global en el diseño y la fabricación de inversores fotovoltaicos de cadena y soluciones de almacenamiento de energía. Con un enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento, Solis ofrece soluciones confiables y de alto desempeño tanto para aplicaciones interconectadas a la red como fuera de ella, ayudando a maximizar el uso de energía renovable.

Los productos de vanguardia de la compañía están respaldados por investigación y desarrollo de clase mundial, certificaciones internacionales y una sólida cadena de suministro global, diseñados para satisfacer las necesidades específicas de los mercados regionales.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis.

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Con el cambio de mando a la vuelta de la esquina en Honduras, Erick Tejada se despide de su gestión como Secretario de Estado en el despacho de Energía, en medio de un proceso de transición que concluirá el próximo 26 de enero con la asunción de Nasry Asfura como presidente.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el funcionario subraya transformaciones profundas en un sector que, según reconoce, recibió en crisis.

Durante su administración, se ejecutaron inversiones por alrededor de 1000 millones de dólares en generación, transmisión y distribución. Este impulso permitió no solo modernizar infraestructura, sino también reducir en casi 4% las pérdidas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), una meta que no se lograba desde hacía 16 años.

“Encontramos la ENEE en una situación crítica, con una espiral de deuda creciente y pérdidas descontroladas. Hoy dejamos una empresa más ordenada, con resultados concretos”, afirmó.

Al mismo tiempo, se contuvo el crecimiento de la deuda total y se redujo la deuda flotante con generadores, lo que fortaleció la posición financiera del sistema. Tejada sostiene que se trazó una hoja de ruta que proyecta inversiones estratégicas a mediano plazo y consolida una política de reducción de pérdidas como prioridad nacional.

Uno de los hitos técnicos de su gestión es la instalación del sistema de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, actualmente en desarrollo. Esta infraestructura permitirá acumular parte de los 850 MW de capacidad renovable con los que ya cuenta Honduras y utilizarlos durante las noches o en momentos críticos. Con ello, se busca optimizar la integración de fuentes hídricas y eólicas, estabilizando la oferta del sistema eléctrico.

Entre los temas que quedarán en manos de la nueva administración destaca la licitación pública de 1500 MW, que Tejada deja encaminada y con fecha concreta: el 23 de febrero se abrirán las ofertas técnicas.

“No se puede permitir que este proceso se detenga o retroceda; representa una oportunidad clave para el futuro energético del país”, subrayó.

En paralelo, persisten desafíos estructurales que, según el secretario saliente, requieren seguimiento y compromiso político. La expansión de la red de transmisión, la unificación operativa de la distribución y la sostenibilidad de las reducciones de pérdidas técnicas y no técnicas serán tareas clave para la próxima etapa.

Aunque se aleja del gabinete, Tejada no planea retirarse del debate energético. Anticipó que continuará vinculado al sector y a la academia, desde una posición que define como “constructiva pero vigilante”. Su intención, explicó, es seguir aportando ideas y observación crítica al desarrollo de una política energética sostenible, alineada con la transición que exige el contexto internacional.

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Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage celebrará su cuarta edición el próximo 12 de febrero en la ciudad de Madrid, y ya ha iniciado su cuenta regresiva con la apertura de las entradas Early Bird, disponibles a través del sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia26.

El evento marcará el punto de partida de la gira internacional 2026 de FES, que recorrerá nueve mercados estratégicos a lo largo del año, consolidando su posicionamiento como uno de los espacios más influyentes del sector energético global.

En esta edición, el foco estará puesto en el almacenamiento energético como vector clave para el desarrollo de las renovables, junto con los marcos regulatorios emergentes y los nuevos esquemas de inversión que están transformando el mercado ibérico.

ENTRADAS EARLY BIRD DISPONIBLES

Se espera la participación de cientos de referentes del sector, entre CEOs, autoridades gubernamentales, ejecutivos de utilities, fabricantes, desarrolladores, bancos y fondos de inversión. La jornada contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, ampliando su alcance regional e internacional.

Entre los partners confirmados para esta edición se encuentran Wattkraft, Huawei, GameChange, Tera Batteries, Schletter y BLC Power Generation, empresas que lideran el desarrollo de soluciones tecnológicas aplicadas a renovables y almacenamiento, y que jugarán un rol activo durante el encuentro.

En línea con el perfil de alto nivel que caracteriza a FES, se han confirmado figuras clave del sector energético, como Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, Fátima García Señán, subdirectora general de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO y, Manuel Larrasa Rodríguez, secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía.

A ellos se suman Jesús Heras, technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, Julio Castro, CEO de Iberdrola Renovables, y Oscar Aira, managing director Europe & Latin America de GameChange.

ENTRADAS EARLY BIRD DISPONIBLES

En el segmento de almacenamiento y soluciones BESS, se suman Domingo Jesús López Álvarez, Director General de Tera Batteries, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, quienes analizarán tendencias en almacenamiento a gran escala, integración en mercados mayoristas y valorización de servicios de flexibilidad.

También dirán presente perfiles de relevancia como:

• Andrés Hernando – CTO – Huawei
• Chema Zabala – Managing Director – Alantra Energy Transition
• Jesús Manuel Gil Jiménez – Director de Hidrógeno – Enagás
• Ángel Alegría – Head of Commercial – Schletter
• Arancha García – Chief Integration & Transformation Officer – Templus
• Raúl García Posada – Director – ASEALEN
• Emilia Lardizábal – Periodista – Energía Estratégica
• Gastón Fenés – Periodista y Co-founder – Energía Estratégica

FES Iberia es reconocido por su capacidad para generar espacios efectivos de relacionamiento, donde compañías regionales y globales avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación. Esta dinámica de networking será nuevamente una de las fortalezas del evento, en un contexto donde la integración de tecnologías, la trazabilidad de la energía y la optimización de inversiones exigen una colaboración cada vez más estrecha entre actores públicos y privados.

ENTRADAS EARLY BIRD DISPONIBLES

En ese marco, cobra especial relevancia la participación del IDAE, que recientemente lanzó la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000.

Este programa prioriza cinco líneas de actuación: agrovoltaica (€75 millones), autoconsumo colectivo con consumidores vulnerables (€40,5 millones), integración de renovables en infraestructuras (€40 millones), bombas de calor renovables (€30 millones), y fotovoltaica flotante (€17 millones). Mientras que las solicitudes estarán abiertas entre el 14 de enero y el 19 de febrero de 2026, a través de la sede electrónica del organismo.

El análisis de este marco de incentivos, su aplicación práctica en proyectos concretos y su impacto sobre la competitividad del sector serán temas centrales de los paneles que liderarán referentes institucionales y ejecutivos de empresas con operación en la región.

Sobre el cierre del evento, se prevé una agenda de actividades orientadas a la interacción directa entre desarrolladores, fabricantes, inversores y operadores del sistema eléctrico. Estas instancias de contacto directo consolidan a FES como un entorno propicio para avanzar en iniciativas que promueven la eficiencia energética, la descarbonización y la innovación aplicada.

¡No deje pasar la oportunidad y forme parte de FES Iberia Renewables & Storage 2026!

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El proceso de licitación de 1500 MW que Honduras se prepara a lanzar será completamente rediseñado. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ya confirmó que el modelo BOT (BOT (Build, Operate and Transfer)—bajo el cual los privados construyen, operan y luego transfieren las plantas al Estado— quedará fuera de los nuevos términos.

«La licitación de 1500 MW sufrirá cambios. Creemos que el BOT previsto en el pliego no continuará, al igual que las rondas sucesivas. Es una realidad porque se viene una nueva manera de hacer políticas públicas», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, en un video compartido por el propio comisionado. 

“Honduras es un país rico en recursos naturales Tenemos sol, agua y viento. Además, tenemos tres interconexiones regionales con Guatemala, El Salvador y Nicaragua, por lo que el país tiene todo para desarrollarse desde el punto de vista energético. Solamente hay que crear las políticas públicas adecuadas para sacar el país adelante”, agregó. 

Según pudo saber Energía Estratégica en diálogo con otras fuentes del sector, a decisión implica una revisión integral de los mecanismos de contratación, orientada a una política energética más flexible, con mayor participación del sector privado.

¿Por qué? Anteriormente, el diseño incluiría bloques diferenciados por tipo de tecnología y ubicación geográfica, con el objetivo de optimizar los recursos del país: solar en el sur, eólica en zonas del occidente y geotermia en regiones específicas.

Pero la redefinición del esquema también permitiría atraer una base más diversa de inversores, al eliminar la obligación de ceder los activos al finalizar la operación.

Este cambio se enmarca en una nueva orientación de las políticas públicas del sector, con mayor apertura al mercado, pero sin dejar de lado ciertos instrumentos sociales.

Desde la CREE sostienen que el país necesita ajustar su política energética a la realidad local, equilibrando señales económicas claras con medidas de protección para los sectores más vulnerables.

Uno de los ejemplos recientes es el congelamiento tarifario, ya que a pesar que el regulador había aprobado un aumento del 4,11 %, el Ejecutivo decidió mantener las tarifas sin cambios, priorizando el impacto económico sobre hogares y pequeñas empresas.

En paralelo, el gobierno concretó avances en infraestructura que preparan el camino para la incorporación de nueva generación.

Se instalaron 20 transformadores de 50 MW y se desarrollaron nuevas líneas de transmisión que permiten trasladar energía solar desde el sur hacia el norte, donde se concentra la demanda. Estas obras redujeron significativamente los apagones en zonas críticas como San Pedro Sula y permitieron descongestionar tramos clave de la red.

Como consecuencia, todo el potencial del país dependerá de la existencia de reglas claras, mecanismos de contratación y políticas de largo plazo. Y el nuevo proceso de licitación será un termómetro clave para medir hacia dónde se encamina la transición energética hondureña.

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

La magnitud del portafolio refleja el fuerte dinamismo de los desarrolladores. Entre los actores principales se destacan Orygen Perú, Viridi Energías Renovables, Kallpa Generación, Verano Energy, CSF Continua, Engie, Ibereólica Solar, Acciona, Oryx Power, y Grenergy, entre otros.

La empresa Orygen Perú S.A.A. lidera el desarrollo solar en el país, con 9 proyectos que suman 2661,7 MW, una cifra equivalente al 20% del total nacional. Sus iniciativas se reparten en tres regiones clave:

• Moquegua: Rubí III (323,1 MW), Pampa del Sol Fase I y Cuna del Sol (663,4 MW en conjunto), Wayra Solar (94,2 MW) que ya se encuentra en construcción y tiene como POC febrero 2026.
• Arequipa: Rubí V Fase I y II (663,4 MW en conjunto), Atoi (114 MW), Quyllur (502,2 MW) y Sumac Nina I  (446,8 MW).
• Ica: Arenarosa (169,8 MW).

El segundo actor más importante es el Grupo Viridi Energías Renovables, que impulsa cinco proyectos estandarizados que en conjunto suman 950 MW: Pompeya I y II (200 MW cada uno en Arequipa), Santiago I y II (otros 200 MW cada uno en Ica) y Persépolis (150 MW, también en Ica).

También con fuerte presencia aparece Kallpa Generación S.A., con dos proyectos que totalizan 440 MW: Ocoña (335 MW) y Sunny Expansión (105 MW), este último con concesión definitiva (R.M. 203-2025) y POC previsto para junio de 2026.

Verano Energy Perú S.A.C. opera una cartera de 692,8 MW con Sol de Verano III (600 MW) y Sol de Verano II (92,8 MW), ambas iniciativas aún en tramitación.

En tanto, el grupo CSF Continua suma 460 MW con los proyectos Continua Misti (300 MW), Continua Chachani (100 MW) y Continua Pichu Pichu (60 MW), ubicados en Arequipa y aprobados ambientalmente desde 2020.

Engie Energía Perú S.A. mantiene tres iniciativas que totalizan 285,7 MW: Hanaqpampa (140,8 MW, con concesión vigente), Ruphay (93,2 MW) y Expansión Intipampa (51,7 MW), este último también con resolución definitiva (R.M. 194-2025) y POC diciembre 2025.

Entre los desarrolladores con proyectos individuales de gran escala se destaca Ibereólica Solar Moquegua S.A.C., con Moquegua Solar (675 MW), aún sin habilitación ambiental. También sobresalen el proyecto Coral (403,2 MW) de Empresa de Generación Eléctrica Coral, y Valladolid (400 MW), impulsado por Oryx Power S.L.

Otras empresas con presencia estratégica también avanzan con proyectos relevantes dentro del pipeline solar peruano. Zelestra impulsa el proyecto San Joaquín, de 104,3 MW. Por su parte, Lader Energy desarrolla Sol de los Andes, una planta de 125 MW ubicada en la región sur del país, mientras que Fénix, filial de Colbún, promueve el proyecto Algarrobal, de 250 MW, que refuerza su estrategia de diversificación basada en energías renovables. Si bien estos actores no concentran el mayor volumen del portafolio, su presencia activa contribuye a ampliar la oferta y consolidar nuevas zonas de desarrollo solar en el país.

Dentro del grupo de proyectos con concesión definitiva ya otorgada se encuentran además: Illa Solar (385 MW, Energía Renovable La Joya S.A.) de Grupo Enhol y Kallpa, Solimana (250 MW, Ecorer S.A.C.), Lupi (150 MW, GR Vale S.A.C.), San José (155,7 MW, Acciona Energía Perú), Babilonia (200 MW, Babilonia Solar S.A.C.) y Macarena (170 MW, GR Chabamba S.A.C.). Todos ellos cuentan con resoluciones emitidas entre 2022 y 2025 y fechas de operación previstas entre 2025 y 2026.

Además de Wayra Solar, tres plantas ya iniciaron operaciones comerciales entre 2024 y 2025: Sunny (370 MW) Clemesí (115 MW, en Moquegua) y Matarani Solar (80 MW, en Arequipa), esta última desarrollada por Grenergy, lo que marca el inicio del ingreso efectivo de esta nueva ola solar al sistema eléctrico peruano.

Con más de 13 GW en carpeta técnica aprobada, pero apenas 2,3 GW con concesión definitiva, el desafío institucional se vuelve clave. En este sentido, cabe recordar que el sector reclama al gobierno claridad y apertura en el proceso de reglamentación de la Ley 32249, que aún sigue pendiente.  

Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.

Hoja de cálculo sin título – Hoja 1 (1)

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El almacenamiento energético comienza a perfilarse como una de las grandes oportunidades del nuevo modelo de mercado eléctrico español. La evolución de los precios horarios y la creciente penetración de renovables generan condiciones propicias para esta tecnología, así lo aseguró la presidenta del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), Carmen Becerril Martínez.

“El spread entre horas prácticamente ha subido un 25% entre el año 24 y el año 25”, advirtió la directiva. Esta diferencia entre los precios más bajos y más altos del día es lo que, en su visión, “es un dato muy alentador para el desarrollo del almacenamiento futuro”.

Durante su presentación en el Congreso de APPA Renovables, Becerril destacó que el nuevo escenario de precios no solo genera tensión para los productores renovables, sino también una apertura clara para la inversión en tecnologías de flexibilidad. 

“Prácticamente las horas centrales del día son un 40% inferiores al precio medio, mientras que las horas punta de la tarde están un 75% por encima del mismo valor”, detalló.

El fenómeno responde a una transformación profunda en la curva de demanda y oferta, acentuada por la masiva incorporación de renovables.  

“Son 7000 MW fotovoltaicos integrados en el sistema y 1300 MW eólicos año contra año. Este fenómeno ha distorsionado el patrón tradicional de precios, la punta, el llano y el valle clásicos ya no existen”, remarcó Becerril. 

En ese contexto, el mercado español ha introducido una de sus herramientas más esperadas: el mercado de cuarto horario, una innovación que permite una programación más precisa y una mejor respuesta ante la volatilidad. Desde marzo de 2025 se integró en el mercado intradiario y, desde octubre, en el mercado diario.

“El sector renovable debería ser el mayor beneficiario de la flexibilidad que puede dar una oferta cuarto horario”, sostuvo la presidenta de OMIE.

Esta herramienta, que multiplica los periodos diarios de programación de 24 a 96, ha demostrado un impacto concreto. Aunque se esperaba un aumento exponencial de las operaciones intradiarias, “las ofertas han aumentado, pero no se han multiplicado por cuatro; ni siquiera por tres”, indicó Becerril,

La flexibilidad cobra aún más relevancia ante la presión de los precios negativos. OMIE registró el primer precio negativo en el mercado diario el 1 de abril de 2024, y desde entonces se han intensificado, sobre todo en el segundo trimestre de cada año. En mayo de 2025, el precio más bajo alcanzó los -15 euros/MWh, marcando un hito preocupante para los generadores.

En 2024 y 2025, los precios cero o negativos representaron cerca del 10% de las horas negociadas, un dato sin precedentes en el mercado español.A ello se suma el fenómeno de los vertidos económicos, particularmente en tecnologías solares y eólicas. 

“Un 21% de la energía fotovoltaica que ofertó en el mercado en mayo no pudo entrar, a pesar de hacerlo con precios inferiores a 5 euros/MWh”, afirmó. Mientras que en el caso de la eólica, la cifra también fue del 20% para ese mismo mes.

Y cabe aclarar que dichos vertimientos no se debieron a restricciones técnicas sino a ausencia de demanda suficiente, pese a los bajos precios.

A nivel técnico, las restricciones del operador del sistema fueron relativamente menores en mayo: 1,31% en fase 1 y 0,97% en tiempo real para la fotovoltaica, y 0,43% y 0,37% respectivamente para la eólica. Sin embargo, en los meses de verano las limitaciones crecieron, superando el 10% en fase 1 y el 5% en fase 2, lo cual genera todavía más presión sobre las instalaciones renovables.

Otro dato revelador es el precio capturado por tecnología: mientras que la eólica logró mantener una media de 62 euros/MWh, la fotovoltaica cayó hasta los 34 euros/MWh. 

“Estos valores hablan por sí mismos”, comentó la directiva, especialmente considerando que buena parte de estas plantas no cuenta con contratos PPA, y vende directamente al mercado spot.

La desconexión entre generación y demanda se refleja también en el comportamiento del consumo. “La demanda creció un 3% en 2024, pero en el año móvil se ha reducido ligeramente a un 2,1%”, señaló Becerril, remarcando la importancia de seguir fortaleciendo la demanda para poder absorber la generación renovable.

En cuanto a la expectativa de precios, los mercados de futuros anticipan una caída significativa para el segundo trimestre de 2026, con precios de mercado que rondan los 28 a 29 euros/MWh en abril y mayo, y un cierre de año en torno a 58 euros/MWh.

Ante este panorama, la electrificación y el almacenamiento se posicionan como ejes estratégicos. “Si hay que instalarse en algún sitio, probablemente España no es una mala opción si la comparamos con otros mercados europeos”, concluyó Carmen Becerril Martínez.

En est contexto del mercado, Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, que se celebrará el 12 de febrero en Madrid, se perfila como una plataforma estratégica para consolidar estas oportunidades de almacenamiento. 

El encuentro marca la primera etapa de la gira internacional de FES para 2026, reunirá a representantes de alto nivel del sector público y privado para debatir modelos de negocio, avances regulatorios y proyectos de integración tecnológica centrados en la flexibilidad del sistema eléctrico. Entre los participantes ya confirmados figuran Carmen López Ocón del IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía), Álvaro Pérez de Lema de la Mata, CEO de Saeta Yield, Rocío Sicre de EDP Renewables y Raúl García Posada de ASEALEN, entre otros líderes del ecosistema renovable y de almacenamiento.

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Canadian Solar proyecta ampliar su participación en Sudamérica de cara a 2026, con una estrategia centrada en el desarrollo de sistemas de almacenamiento BESS, apostando por la expansión técnica y comercial en los principales mercados solares.

Así lo manifestó el gerente general para Sudamérica de Canadian Solar, Samir Moura, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Chile, donde también detalló que el crecimiento de este segmento se acompaña con una estructura específica.

“Nuestro equipo en sistemas BESS está creciendo, no solamente en ventas, sino también en la parte técnica, porque las baterías tienen una ingeniería por detrás y es importante mostrar que estamos enfocados en ello”, planteó.

La compañía acumula 13 años de experiencia en Sudamérica y opera con un equipo de 60 personas distribuidas regionalmente, con base principal en Brasil y presencia directa en Colombia, Perú y Chile, lo que permite una atención local técnica y comercial, y una propuesta “one-stop shop”, que incluye paneles solares, inversores, baterías para los segmentos C&I y residencial, y soporte técnico asociado. 

Mire la entrevista completa con Samir Moura de Canadian Solar: https://youtu.be/6XUJ7xxYbhs

Este enfoque diferencial cobra especial relevancia en un contexto donde mercados como Chile y Brasil muestran un avance significativo en proyectos con storage, considerando que el país andino cuenta con casi 2 GW de sistemas BESS en operación.

Mientras que Brasil está a la espera de la histórica primera subasta de almacenamiento, en la que se exigirá inicio de suministro en 2028 con contratos a 10 años. 

“En esos países hay un movimiento muy fuerte por sistemas BESS y Canadian está lista para ofrecer esas soluciones, al igual que los paneles solares e inversores”, remarcó el directivo.

Innovación tecnológica para geografías desafiantes

Además del crecimiento en almacenamiento, la estrategia de Canadian Solar incluye una evolución constante de su portafolio fotovoltaico, considerando la preparación de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp con tecnología TOPCon, como pilar central de su oferta regional.

A ello se suman atributos diseñados para condiciones climáticas desafiantes, como la bifacialidad, que permite aumentos de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, junto con mejoras en el coeficiente de temperatura y la resistencia a la humedad, lo que amplía el rendimiento en climas extremos o de alta radiación.

Por el lado del almacenamiento, el foco también está en la flexibilidad y facilidad logística, especialmente en zonas remotas o con acceso limitado. En ese sentido, la firma trabaja en el desarrollo de SolBank Flex, una solución compacta y modular para proyectos BESS que facilita el transporte de kits de baterías, optimizando los costos y la velocidad de despliegue.

La innovación también impacta en los inversores, donde la compañía está incorporando inteligencia artificial para que estos dispositivos respondan en tiempo real a variaciones de frecuencia, voltaje o exigencias de red, aumentando así la eficiencia operativa del sistema completo.

“Estamos listos para acompañar la evolución del mercado solar y de almacenamiento en toda Sudamérica, con soluciones que integran tecnología, ingeniería y presencia local”, concluyó Samir Moura.

La entrada Canadian Solar revela su estrategia 2026: “Queremos ganar más mercado en Sudamérica a partir del almacenamiento” se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Ecuador, a través del Ministerio de Ambiente y Energía y la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP), ejecuta una inversión de USD 278 millones en infraestructura de transmisión eléctrica. Se trata de proyectos de carácter plurianual, cuyos trabajos continuarán durante el presente año.

En 2025, CELEC EP, mediante su Unidad de Negocio Transelectric, destinó USD 114,9 millones para la conclusión de tres nuevos sistemas de transmisión y la ampliación de cuatro instalaciones existentes del SNT, orientadas a mejorar la confiabilidad y la capacidad operativa del sistema.

Entre las obras concluidas se encuentran el sistema de transmisión La Avanzada, de 230/138 kilovoltios (kV) y 150 megavoltamperios (MVA), que beneficia a la provincia de El Oro y fue inaugurado el 16 de octubre; el sistema de transmisión Tanicuchí, de 230/138 kV y 150 MVA, cuya subestación fue energizada el 12 de diciembre; y el sistema Cajas, de 230/69 kV y 150 MVA, energizado el 20 de diciembre, que refuerza la operación del sistema eléctrico en Imbabura.

Asimismo, se concluyeron ampliaciones en subestaciones estratégicas del sistema: en la provincia del Guayas, la primera etapa de Posorja (138/69 kV, 67 MVA) y Durán (69 kV); en Pichincha, El Inga, en el patio de 138 kV; y en Sucumbíos, Jivino (230 kV).

Adicionalmente, durante 2025 y con una inversión de USD 154,6 millones, CELEC EP avanzó en la construcción de 11 obras de transmisión, orientadas a optimizar el desempeño del Sistema Nacional de Transmisión en distintas regiones del país, entre las que destacan:

• Sistema de transmisión Orquídeas, que mejorará la entrega de energía al norte de Guayaquil. La inversión es de USD 38.6 millones.
• Sistema Delsitanisagua – Cumbaratza – Bomboiza, que mejorará la entrega del servicio eléctrico a Zamora Chinchipe. Su inversión es de USD 44.2 millones.
• Línea Tisaleo-Totoras (en Tungurahua), con USD 5.4 millones de inversión.

A estas obras se suman la ampliación de otras subestaciones que son fundamentales para incrementar la entrega del servicio eléctrico en varias provincias.

• En Guayas: Subestaciones Esclusas, que tiene una inversión de USD 13.2 millones, Salitral, con una inversión de USD 29.3 millones, y la segunda etapa de Posorja, con una inversión de USD 5.3 millones, subestación Orquídeas con una inversión de USD 26.3 millones.
• En Manabí: Subestaciones Manta 2, con una inversión de USD 9.9 millones.
• En Esmeraldas: Subestación Esmeraldas: La inversión es de USD 5.4 millones.
• Loja: Subestación del mismo nombre, con una inversión de USD 1.9 millones.
• Cañar: Subestación Taday, con una inversión de USD 7.7 millones.

De igual manera, en 2025 se ejecutaron 3.340 mantenimientos a la infraestructura del Sistema Nacional de Transmisión, con una inversión de USD 8,5 millones, acciones fundamentales para asegurar la operación confiable del sistema eléctrico nacional.

La entrada Ecuador invierte USD 278 millones para fortalecer su sistema nacional de transmisión eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

El cambio de gobierno en Honduras tras las recientes elecciones reordenó el tablero energético y volvió a poner en el centro del debate la posibilidad de liberalizar el mercado eléctrico.

Aunque la licitación internacional por hasta 1500 MW ya había sido lanzada por la gestión anterior, el nuevo enfoque político la resignifica y reactiva expectativas en el sector privado, en particular entre desarrolladores de energías renovables con almacenamiento.

“Sus planes para el sector energético han planteado un cambio radical, orientado a volver a la senda original de la Ley General de la Industria Eléctrica, ha despertado muchas expectativas”, señaló el comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), Leonardo Deras, al analizar el nuevo contexto institucional.

Más allá del proceso licitatorio en sí, el principal elemento que reconfigura el escenario es la posibilidad de avanzar hacia un mercado más abierto y competitivo, con mayor participación privada.

En ese sentido, desde la CREE observan que el marco regulatorio ya contempla mecanismos para habilitar cambios en la estructura actual, hoy dominada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como comercializador único.

La licitación contempla que el 65% de los bloques correspondan a proyectos renovables con almacenamiento, bajo la modalidad BOT (Build, Operate and Transfer). Este esquema implica que las plantas deberán ser transferidas al Estado tras 15 años de operación, una condición que introduce complejidades adicionales en la estructura de costos y dificulta la definición de precios de referencia, especialmente en un país sin antecedentes bajo este modelo contractual.

Ese diseño también plantea interrogantes sobre el impacto tarifario, dado que las inversiones terminarían siendo financiadas por la demanda. En ese marco, la definición del precio tope será uno de los ejes más sensibles del proceso, en un contexto donde la autoridad regulatoria debe equilibrar competitividad, sostenibilidad financiera y protección al usuario final, tomando como referencia los valores actuales de los contratos de compraventa de energía (PPA).

En paralelo, el nuevo clima político reactivó el interés de distintos actores del mercado. Se observa una mayor participación en las consultas por parte de consorcios nacionales que hasta ahora no habían logrado avanzar con sus proyectos, así como de empresas internacionales, tanto en tecnologías renovables como convencionales. La lectura generalizada es que el cambio de administración abre una ventana de oportunidad para reposicionar inversiones en el sector eléctrico hondureño.

El debate de fondo, sin embargo, excede la licitación. El foco está puesto en la posibilidad de romper el esquema de monopolio comercial, permitiendo que grandes consumidores negocien directamente su suministro.

“Se vislumbra la intención del Gobierno y la opinión del sector privado en abrir nuevamente el mercado para permitir que los consumidores más altos puedan tranzar su energía directamente con generadores privados y estatales”, afirmó Deras, al describir el rumbo que podría tomar el sector.

Según el comisionado, tanto la CREE como el Operador del Sistema (ODS) ya desarrollaron la mayor parte de las normativas previstas en la Ley General de la Industria Eléctrica y su reglamento, lo que permitiría avanzar técnicamente hacia ese esquema sin necesidad de reformas legales de fondo.

No obstante, el principal condicionante sigue siendo la situación financiera de la ENEE. La empresa estatal enfrenta dificultades para garantizar el pago de nuevas inversiones, arrastra pérdidas técnicas y no técnicas que no han sido corregidas y opera bajo una estructura tarifaria que solo reconoce costos, sin margen operativo. Esa combinación limita su rol dentro de cualquier esquema de transición hacia un mercado más competitivo.

Para que la apertura sea viable, el sector deberá corregir los errores que impidieron el desarrollo del mercado desde 2015, modernizar la gobernanza interna de la ENEE y lograr una coordinación efectiva entre las cuatro instituciones del sistema eléctrico, cumpliendo estrictamente con lo que establece la ley. Con el nuevo gobierno, ese proceso vuelve a estar sobre la mesa, esta vez con expectativas renovadas.

La entrada Señal al mercado: el nuevo gobierno hondureño reactiva la licitación de 1500 MW y prevé más participación privada se publicó primero en Energía Estratégica.

Las elecciones presidenciales del 1 de febrero en Costa Rica no solo marcarán un nuevo ciclo político, sino que definirán el modelo de transición energética que adoptará el país en los próximos años.

Fuentes cercanas a Energía Estratégica señalan que tres candidatos concentran hoy la mayor fortaleza electoral: Claudia Dobles, por la Coalición Agenda Ciudadana; Álvaro Ramos, del Partido Liberación Nacional; y Laura Fernández, del Partido Pueblo Soberano, fuerza oficialista.

Las diferencias entre los tres espacios no solo se reflejan en sus planes de gobierno, sino también en la lectura que hace el sector energético sobre la viabilidad y profundidad real de cada propuesta.

En el caso de Laura Fernández, candidata del oficialismo, su plan prioriza la apertura del mercado energético, mayor participación del sector privado y la reducción de tarifas eléctricas mediante competencia.

Entre sus ejes se incluyen habilitar a privados para producir energía geotérmica, transformar el Sistema Eléctrico Nacional para que el ICE compita en igualdad de condiciones, revisar tarifas para eliminar sobrecostos y fortalecer la interconexión regional centroamericana. También incorpora el impulso a biogás y biometano a partir de residuos orgánicos, bajo una lógica de economía circular.

Sin embargo, desde el análisis político-energético, fuentes advierten que el actual gobierno no presenta una propuesta contundente y que se mantiene la línea de pensamiento vigente, sin una estrategia clara para acelerar la transición energética. Esta lectura introduce dudas sobre la capacidad del oficialismo para pasar de una agenda de eficiencia y precios a una transformación estructural del sistema.

Una mirada distinta surge desde el Partido Liberación Nacional, encabezado por Álvaro Ramos. Su propuesta oficial plantea una segunda generación de políticas energéticas, enfocada en tecnologías avanzadas, flexibilidad institucional y financiamiento sostenible.

Incluye el impulso a hidrógeno verde, geotermia avanzada y energía marina, junto con una modernización del ICE para permitirle establecer Alianzas Público-Privadas (APP) y contratar generación y almacenamiento con mayor agilidad.

El plan incorpora además una Ley de Finanzas Sostenibles para crear un Fondo Nacional de Transición Verde y habilitar la emisión de bonos verdes soberanos, así como el fortalecimiento de la rectoría del MINAE, separando planificación y operación. También promueve la generación distribuida y la modernización de la red mediante smart grids.

Desde el sector, se valora que Liberación Nacional reconoce explícitamente brechas estructurales en la transición hacia un sistema completamente bajo en carbono. Además, según la fuente consultada, el partido señala la necesidad de fortalecer la aplicación de energías renovables en el consumo total de energía y no limitar la estrategia al sistema eléctrico. Este enfoque amplía el debate hacia transporte, industria y usos finales, uno de los principales desafíos pendientes del país.

La propuesta más estructural surge desde la Coalición Agenda Ciudadana, liderada por Claudia Dobles, quien plantea una “Transición Energética Justa” con fuerte rectoría estatal. Su plan propone transformar RECOPE en una empresa pública de energías limpias, orientada a hidrógeno verde, biometano, almacenamiento energético y movilidad sostenible.

También mantiene el liderazgo del ICE en generación, transmisión y distribución, aunque con una modernización que amplíe su capacidad geotérmica y permita participación privada en solar y eólica bajo un modelo solidario.

Entre sus ejes centrales figura una ley que prohíba definitivamente la exploración y explotación de hidrocarburos, la creación de Ecoparques de Energía que integren distintas fuentes renovables con almacenamiento a gran escala y un marco regulatorio para baterías que permita estabilizar la red. Además, impulsa la generación distribuida, con tarifas accesibles y crédito para que hogares y comunidades actúen como prosumidores.

Desde el análisis en off, se destaca que la Coalición incorpora propuestas orientadas a descarbonizar la economía, priorizando la sostenibilidad ambiental, el uso de energías renovables y la eficiencia energética, en línea con los enfoques progresistas de acción climática desarrollados durante los gobiernos del Partido Acción Ciudadana (PAC), espacio del cual la Coalición hereda buena parte de su matriz ideológica y técnica.

Así, la contienda electoral presenta tres modelos energéticos claramente diferenciados:
uno de continuidad con apertura de mercado, otro de ajuste estructural con foco tecnológico y financiero, y un tercero de transformación profunda con liderazgo estatal.

En un país que ya consolidó una matriz eléctrica mayoritariamente renovable, el debate ya no pasa solo por cómo generar electricidad, sino por cómo extender la transición a todo el sistema energético. Electrificación del transporte, consumo industrial, almacenamiento, redes inteligentes y gobernanza institucional serán los ejes que definirán el próximo mandato.

Las urnas no solo elegirán un presidente. Definirán también qué velocidad, qué profundidad y qué modelo tendrá la transición energética de Costa Rica en los próximos años.

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España pone en marcha dos nuevas convocatorias que suman 405 millones de euros para avanzar en su estrategia de transición energética. Las iniciativas, gestionadas por el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) e Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), están enfocadas tanto en la sustitución de fuentes fósiles por energías renovables como en el fortalecimiento de la capacidad industrial nacional en tecnologías verdes.

La primera, RENOCOGEN, destina 50 millones de euros a titulares de plantas de cogeneración y tratamiento de residuos que quieran reemplazar el uso de gas natural, gasóleo o fuelóleo por fuentes renovables como biogás, biomasa, aerotermia, geotermia, energía solar, eólica e hidroeléctrica con almacenamiento.

Esta línea ofrece hasta 15 millones por iniciativa, con una cobertura del 65% del coste total, aunque el mínimo requerido es de 50000 euros, y se podrán presentar empresas de cualquier tamaño, entidades públicas o agrupaciones empresariales. Además, se otorgará un adelanto del 80% del importe aprobado, y los proyectos deberán ubicarse a menos de 10 km de la instalación original.

El programa incluye bonificaciones para pymes, que podrán recibir un 10% adicional si son pequeñas empresas o un 5% si son medianas. También se premiará la localización en municipios incluidos en las estrategias de Reto Demográfico o Transición Justa.

En su edición anterior, RENOCOGEN asignó 46,8 millones a 16 proyectos que en conjunto sumaron 142,5 MW de nueva capacidad, principalmente solar, aunque también se destacó la combinación de tecnologías como biogás, biomasa, aerotermia y geotermia. La inversión total movilizada fue de 114,9 millones de euros, según comunicó el MITECO.

La segunda convocatoria, por 355 millones de euros, está dirigida a empresas industriales que desarrollen o amplíen fábricas de tecnologías limpias y se enmarca en el Pacto por una Industria Limpia de la Unión Europea (UE) y en el capítulo REPowerEU del Plan de Recuperación español.

¿Cuál es el objetivo? Escalar la producción nacional de componentes clave como paneles solares, aerogeneradores, electrolizadores, baterías, bombas de calor, entre otros.

Las subvenciones cubrirán hasta el 35% del coste elegible, dependiendo del tamaño de la empresa y su localización geográfica. El monto máximo será de 150 millones por proyecto, que podrá ampliarse a 200 o 350 millones si se ubican en zonas asistidas tipo «c» o «a», respectivamente.

Podrán aplicar tanto nuevas plantas como ampliaciones o reconversiones de líneas existentes. Se contemplan dos líneas de apoyo: una para iniciativas de entre 1 y 30 millones, y otra para inversiones a partir de 30 millones.

Estas líneas no solo persiguen un objetivo medioambiental, sino que están diseñadas para reforzar la competitividad estratégica de la industria española en un contexto europeo donde la carrera por las tecnologías limpias se acelera.

La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. Tal como había adelantado Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables del IDAE, se resolvió una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora se lanzará sacar un nuevo programa de ayudas que amplía mucho el alcance respecto al anterior, al estar incluido en el nuevo marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia.

Por lo que esta línea financiará la fabricación de equipos y componentes para tecnologías renovables, tecnologías de red eléctrica, baterías, electrolizadores, etc.

“El objetivo es reforzar la autonomía estratégica española y europea incentivando la fabricación de equipos y componentes en el territorio nacional, también para las tecnologías de almacenamiento”, subrayó la funcionaria, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Comisión Europea.

El impulso a la productividad renovable ocurre en paralelo a un dinamismo del mercado: durante 2025 se instalaron 8,85 GW de nueva capacidad renovable, distribuidos entre solar fotovoltaica y eólica, consolidando un avance sostenido en la expansión de proyectos limpios.

Este incremento anual contribuye a acelerar la electrificación de la industria y el crecimiento de tecnologías que serán protagonistas dentro de los proyectos que aspiran a las ayudas recientemente convocadas.

Cabe destacar que un representante del IDAE participará en FES IBERIA 2026, el encuentro clave del sector energético, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Su presencia será una oportunidad para ampliar detalles sobre estas convocatorias y dialogar con actores del ecosistema sobre el futuro de la industria limpia en España.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó su Propuesta Preliminar de Expansión de la Transmisión para el año 2026, un documento técnico que define la hoja de ruta de inversiones críticas para la infraestructura energética del país. En esta edición, el organismo ha recomendado la ejecución de un total de 43 obras que suman una inversión referencial de 647 millones de dólares.

El desglose económico del plan revela una inversión de USD 254 millones destinados exclusivamente a 9 obras en el Sistema de Transmisión Nacional, mientras que para los Sistemas de Transmisión Zonal se proyectan USD 393 millones distribuidos en 34 proyectos. 

El objetivo central es minimizar riesgos de abastecimiento, fomentar la competencia y viabilizar la transición energética bajo escenarios de demanda que prevén un crecimiento anual de hasta el 5,2% en caso de un despliegue masivo de hidrógeno verde.

Para el Sistema de Transmisión Nacional, el Coordinador propone 2 obras nuevas y 7 ampliaciones. La estrategia en el Norte Grande se centra en resolver las altas probabilidades de congestión diurna en los corredores de 500 kV y 220 kV. 

Para ello, se propone la instalación de nuevos bancos de autotransformadores de 750 MVA en las subestaciones Nueva Lagunas y Kimal, diseñados para permitir la integración eficiente de Energías Renovables Variables (ERV).

En la zona centro, las proyecciones indican riesgos de congestión superiores al 30% a partir de 2036 en las transformaciones de las subestaciones Polpaico, Lo Aguirre y Alto Jahuel. Para mitigar esto, se incluyen ampliaciones mediante nuevos equipos de transformación y el aumento de capacidad de la línea 2×220 kV Polpaico – Cerro Navia. 

Adicionalmente, se destaca la construcción de la nueva línea 2×220 kV Manuel Rodríguez – Agua Santa y la nueva Subestación Lo Curro, obras vitales para mejorar las transferencias y la seguridad de suministro en la Región Metropolitana y Valparaíso.

Mientras que la planificación zonal abarca desde Arica hasta Chiloé, siendo la Región Metropolitana el área con la mayor inversión zonal propuesta, alcanzando los USD 132,6 millones en 8 proyectos. 

Dentro de este paquete, el Coordinador destaca el reemplazo de transformadores en la S/E Santa Marta, una obra justificada explícitamente por el crecimiento de la demanda asociada a la electromovilidad en la comuna de Maipú, impulsada por las licitaciones del transporte público.

Una innovación clave en esta propuesta es la incorporación de sistemas de almacenamiento como solución de transmisión. En la zona de Alto Jahuel – Charrúa, con una inversión de 79,6 millones de dólares, se proponen sistemas de almacenamiento (BESS) en las subestaciones El Monte, El Paico, Panguilemo y San Rafael. Estas tecnologías buscan asegurar el suministro a clientes y mantener la estabilidad de la red mientras se concretan otras obras de infraestructura de largo plazo.

A continuación, se detalla el cuadro principal con el desglose de la inversión referencial y la cantidad de obras por zona geográfica:

Alerta por retrasos y licitaciones desiertas

Más allá de las nuevas obras, el Coordinador dedicó un capítulo al análisis de proyectos con procesos de licitación fallidos o retrasados. Dicho informe advierte que la no ejecución de ciertas obras compromete la suficiencia y seguridad del servicio en el corto plazo, por lo que se identificaron riesgos críticos en la suficiencia de subestaciones como Molina, San Clemente y Linares en la Región del Maule, y problemas en la ampliación de la S/E Tamarugal en Tarapacá. 

Ante esto, el organismo recomienda evaluar la aplicación de mecanismos de urgencia para acelerar el desarrollo de esta infraestructura crítica.

Aunque cabe aclarar el informe preliminar se encuentra actualmente en etapa de observaciones, permitiendo a las empresas y actores del sector realizar comentarios técnicos antes de que el Coordinador envíe su recomendación definitiva a la Comisión Nacional de Energía (CNE).

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Huawei Digital Power se consolida como uno de los protagonistas clave del mercado energético chileno. Con participación en varios proyectos de almacenamiento, la compañía refuerza su compromiso con soluciones avanzadas de energía que combinan baterías BESS, control inteligente y tecnología grid-forming.

El almacenamiento es la mejor solución para el mercado eléctrico chileno en estos momentos. Y desde Huawei estamos participando en once proyectos por un total de 2600 MWh”, afirmó Eduardo Saavedra Cea, solution director de Huawei Digital Power, quien destacó el momento decisivo que atraviesa la red nacional durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

En paralelo a su participación activa en proyectos, la empresa lanzó recientemente en Chile su nuevo inversor solar HUAWEI SUN2000-506KTL-H1, diseñado específicamente para operar con funcionalidades grid-forming. Se trata de un equipo de alta eficiencia (99%), capaz de responder en milisegundos, trabajar con mayor densidad de módulos y funcionar en condiciones climáticas extremas, entre -25°C y 60°C.

“Ahora trabajamos con inversores bidireccionales y, en vez de módulos solares, tenemos las baterías. Entonces, implementamos la tecnología grid-forming”, explicó Saavedra sobre el enfoque modular con el que Huawei estructura sus soluciones energéticas.

Este despliegue se da en un contexto energético complejo. Chile cuenta con alrededor de 38 GW de capacidad instalada, pero una demanda máxima que apenas supera los 12 GW, lo que genera excedentes estructurales y episodios frecuentes de vertimientos de energía renovable, especialmente solar y eólica.

Y frente a la lentitud de los proyectos de transmisión, que requieren plazos largos de implementación, Huawei ve en el almacenamiento una respuesta inmediata y escalable. Por lo que su estrategia contempla dos etapas bien definidas. 

En el corto plazo, la prioridad será el arbitraje energético. Sin embargo, la mirada de la empresa ya está puesta en una segunda fase: la provisión de servicios complementarios y estabilidad de red, elementos esenciales para un sistema cada vez más dominado por fuentes variables.

“Lo que hacemos es tener las baterías y con el PCS o inversor bidireccional, implementamos nuevas lógicas y emulamos el comportamiento de una máquina sincrónica. De esa forma, podemos implementar las mismas prestaciones”, deltalló el especialista.

“Suministramos  la solución completa, como contenedores de batería, PCS, inversores direccionales, equipos de control, PPC, EMS. Hay distintos tipos o tiempos de respuesta, siendo las más rápidas a nivel del PCS mismo en milisegundos. Luego tenemos respuesta a nivel de planta del orden de los milisegundos y luego podemos implementar soluciones de mayor tiempo, por ejemplo, el black start”, agregó.

Un nuevo inversor para una nueva red

Bajo este panorama, Huawei Digital Power lanzó su nuevo inversor SUN2000-506KTL-H1, que gracias a un chip de última generación, permite una gestión más inteligente, flexible y rápida del flujo energético. 

Además de su eficiencia y capacidad de operación en entornos exigentes, ofrece una mayor integración con sistemas de control centralizados, permitiendo respuestas coordinadas a nivel de planta en milisegundos.

El lanzamiento representa un nuevo hito en la trayectoria de Huawei en el sector energético. Desde su entrada en 2013 con inversores string, la compañía se posicionó rápidamente como líder global en inversores solares en 2015, y hoy amplía su portafolio con soluciones completas que abarcan baterías, inversores, EMS, PPC y PCS.

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El sistema eléctrico portugués alcanzó en 2025 un nuevo récord de generación renovable, con una producción total de 37 TWh, suficiente para satisfacer el 68 % del consumo eléctrico del país.

Esto representa un hito para el país, ya que se convierte en la cifra más alta registrada en el sistema eléctrico nacional, superando los 36,7 TWh del 2024, incluso considerando las restricciones técnicas impuestas a la producción eléctrica para garantizar la seguridad del suministro del SEN en el período inmediatamente posterior al apagón del 28 de abril.

Así lo informó el operador de la red, Redes Energéticas Nacionais (REN), que destacó este hito como el nivel más alto registrado hasta ahora.

La producción renovable se vio impulsada por el aumento del 25% en la producción fotovoltaica, que continúa creciendo a un ritmo acelerado, impulsada por la fuerte expansión de esta tecnología en el sistema eléctrico nacional, así como por las condiciones especialmente favorables para la producción hidroeléctrica.

Según REN, la energía hidroeléctrica lideró el aporte renovable al cubrir el 27% de la demanda eléctrica total, seguida de la eólica, que representó el 25%.

La solar contribuyó con el 11 % del consumo, mientras que la biomasa explicó el 5%, configurando un portafolio diversificado de fuentes renovables.

La fracción restante de la demanda fue atendida por generación convencional —principalmente gas natural, con un 15 %— y por importaciones de electricidad, que alcanzaron el 17% del consumo nacional.

Mayor demanda y más importación eléctrica

Además, el saldo neto importador de electricidad se situó en 9.3 TWh, un 11% menos que el año anterior. Aun así, las compras externas cubrieron el 17 % de la demanda nacional, frente al 20% registrado en 2024.

Mientras que el consumo de electricidad en Portugal alcanzó los 53.1 TWh en 2025, lo que significó un aumento interanual del 3.2 %. Si se ajusta por condiciones climáticas y días laborables, el crecimiento fue del 2,3%, confirmando una tendencia alcista en la demanda del sistema eléctrico portugués.

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El mercado respondió con fuerza: la licitación de nueva generación renovable con almacenamiento que lanzó República Dominicana superó todas las expectativas, ya que 32 proyectos solares y eólicos se anotaron en la convocatoria EDES-LP-NGR-01-2025, con una potencia total que ronda los 2960 MWp, casi cinco veces más que el cupo disponible.

El proceso, coordinado por las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDES), ofrece 600 MW adjudicables a través de contratos de suministro y se perfila como el más competitivo del país en materia energética.

Según las bases de la licitación, el cronograma arrancó el 14 de agosto de 2025 y concluirá el 27 de mayo de 2026, cuando se firmen los contratos definitivos.

En la apertura del registro, desarrolladores locales e internacionales presentaron un aluvión de propuestas, muchas de ellas con experiencia previa en la región y todas alineadas a las nuevas reglas del juego: integrar sistemas de almacenamiento que aporten estabilidad al sistema eléctrico.

El cronograma marca fechas claves para el sector, dado que la apertura de las ofertas técnicas se realizará el 20 de febrero de 2026, mientras que las ofertas económicas semifinalistas se conocerán el 7 de abril. En tanto que la adjudicación se definirá entre el 27 de abril y el 5 de mayo, con cierre final previsto para el 27 de ese mes.

Pero más allá del calendario, lo que sorprendió fue el volumen y la diversidad de propuestas. La Región Este concentra la mayor potencia ofertada, con 1165,7 MWp, a través de proyectos como Helios Solar Park, Mella Solar Project 1, Redsolar Energy Green, Las Parras Energy y dos parques de Washington Capital, entre otros.

Le sigue la Región Norte, con 1038,2 MWp, donde se destacan las cuatro fases del proyecto Guayubín Solar, Ardavín Solar, Taino I y el único parque eólico del proceso: Esperanza. En la Región Sur se postularon iniciativas como Caribe Farms Solar, Girasol Fase II y Matafongo, que suman 476,1 MWp. Por último, la Zona Norte incorpora 281,2 MWp adicionales con Dicayagua Solar Park y Dominicana Azul.

La licitación no solo atrajo volumen, sino también nuevas condiciones técnicas. Por primera vez, República Dominicana exige un marco regulatorio específico para almacenamiento, que todos los proyectos deben cumplir. Este documento establece curvas de inyección, requisitos de respuesta ante contingencias, integración a sistemas SCADA y validaciones técnicas por parte de los fabricantes.

Desde el sector técnico, se valoró positivamente la inclusión de almacenamiento como elemento obligatorio introduce un nuevo estándar para la región, al tiempo que sugirieron que los 600 MW licitados podrían ampliarse en futuras rondas, dada la alta participación registrada.

Aunque el proceso solo adjudicará una fracción del total ofrecido, la alta participación encendió el debate: algunos actores del sector ya recomiendan ampliar el cupo o lanzar una segunda ronda en los próximos meses. La planificación de expansión del sistema eléctrico y la presión por sustituir la generación fósil fortalecen ese argumento.

En paralelo al procedimiento licitatorio, el Gobierno publicó una modificación técnica clave para los sistemas de almacenamiento, estableciendo nuevos lineamientos obligatorios que los proyectos deberán cumplir. El documento redefine aspectos como la capacidad mínima instalada, la integración operativa al sistema, los tiempos de respuesta ante eventos críticos y la forma en que deben reportarse los datos de desempeño. Esta actualización eleva el estándar técnico exigido y busca garantizar que el almacenamiento no solo actúe como respaldo, sino como un recurso activo que aporte estabilidad, previsibilidad y calidad de servicio al sistema eléctrico.

ANEXO 12. Cronograma Licitacion Renovables v11 16_07_2025

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España consolidó durante 2025 su avance en energías limpias con la instalación de 8852,7 MW de nueva capacidad renovable, distribuidos entre 7896,3 MW solares y 956,4 MW eólicos, según datos oficiales de Red Eléctrica.

El crecimiento reafirma la tendencia del país como uno de los mercados más activos de Europa en generación limpia, aunque las tensiones en la red eléctrica comienzan a poner freno a nuevas incorporaciones.

Con estas incorporaciones, la potencia solar fotovoltaica total alcanzó los 48130,6 MW, mientras que la eólica cerró el año con 33150,3 MW.

El despliegue solar se concentró en cinco comunidades autónomas que, en conjunto, acumulan el 80% de la capacidad instalada: Andalucía lidera con 11350,7 MW (23,5%), seguida por Castilla-La Mancha con 9.160,2 MW (19%), Extremadura con 8732,1 MW (18,1%), Castilla y León con 5277,1 MW (10,9%) y Aragón con 3920,8 MW (8,15%).

En términos de crecimiento durante el año, Castilla y León fue la que más potencia solar sumó, con 2031,7 MW adicionales, seguida por Andalucía (+1961,2 MW) y Castilla-La Mancha (+1253,4 MW). También sobresalieron Aragón (+636,4 MW), Extremadura (+582,2 MW) y Murcia (+270 MW). 

En el caso de la energía eólica, la concentración también es elevada. Castilla y León encabeza con 7708,1 MW (23,2%), seguida de Aragón con 5973,7 MW (18%), Castilla-La Mancha con 4978 MW (15%) y Galicia con 4028,7 MW (12,1%). Cabe recordar que el sector mantiene como objetivo alcanzar 76 GW solares hacia 2030, incluyendo 19 GW por autoconsumo, y 62 GW eólicos.

Más allá del volumen récord alcanzado, la capacidad de la red eléctrica para absorber nuevos proyectos es el principal reto para 2026. Según datos oficiales, durante 2025 se solicitaron 40 GW de acceso y conexión a la red, pero solo 4,5 GW obtuvieron el permiso, mientras que 25 GW fueron rechazados por falta de capacidad y otros 8,5 GW aún están en tramitación.

Estos números reflejan un nivel de saturación sin precedentes. La publicación de los nuevos mapas de capacidad por parte de Red Eléctrica evidenció que el 83,4% de los nudos de la red están saturados, lo que limita tanto la conexión de generación renovable como la de grandes consumidores industriales. Este cuello de botella genera preocupación entre los inversores y promotores del sector, que reclaman soluciones urgentes. Entre las medidas que propone el ecosistema renovable se destacan nuevos mecanismos de capacidad, la modernización de la infraestructura existente y una planificación más anticipada de ampliaciones de red.

Por su parte, el sector eólico en España reclama reglas claras, mayor seguridad jurídica y un entorno fiscal más competitivo para poder sostener su expansión. En Galicia, uno de los territorios clave para la generación eólica, más de 90 parques —que suman unos 2500 MW— se encuentran judicializados, lo que ha provocado paralizaciones prolongadas y un clima de incertidumbre para promotores e inversores. Varios de estos casos ya han escalado hasta el Tribunal de Justicia de la Unión Europea, lo que refleja la complejidad legal y administrativa que enfrenta el desarrollo eólico terrestre. 

A su vez, el sector también pone la mirada en la eólica marina como vector estratégico de crecimiento e industrialización, pero advierte que la falta de planificación concreta, altos costes y desafíos logísticos siguen siendo obstáculos para su despegue, por lo que demanda señales políticas claras y estabilidad normativa para activar su potencial a gran escala.

A pesar de las dificultades, el sector se mantiene dinámico. Según datos recopilados por Energía Estratégica, más de 5 GW solares ingresaron en tramitación ambiental en los primeros ocho meses del 2025, con Castilla-La Mancha como la comunidad más elegida, acumulando 1924 MW presentados. Entre los promotores, destacaron Zelestra, que lidera el ranking con el megaproyecto REINA, de 887 MW, Naturgy, Ignis, Iberdrola, entre otras. A esto se suman más de 33 GW en proyectos de pequeña escala ingresados ante administraciones autonómicas durante los últimos 12 meses.

Frente a la saturación de la red, el almacenamiento energético aparece como solución clave para aliviar la carga y mejorar la integración renovable. En esa línea, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) adjudicó 10 GWh de capacidad de almacenamiento, distribuidos en proyectos de comunidades como Andalucía, Castilla y León y Cataluña. 

El año 2026 se presenta con un panorama dual para las renovables en España. Por un lado, existe una robusta cartera de proyectos en tramitación y un sector con metas claras a 2030. Por otro, las restricciones de red, el lento avance en permisos y la falta de señales regulatorias claras amenazan con frenar el ritmo de crecimiento alcanzado en 2025. El desafío ya no está solo en instalar más megavatios, sino en asegurar que puedan conectarse y operar dentro de un sistema que requiere adaptación urgente.

En este contexto, Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, reunirá a los principales actores del ecosistema energético el próximo 12 de febrero en Madrid, en una jornada clave para debatir el futuro del almacenamiento, la integración renovable y los desafíos de infraestructura.

El encuentro contará con una agenda de alto nivel y la participación confirmada de un representante del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), Manuel Larrasa Rodríguez, secretario general de Energía y Minas de la Junta de Andalucía; Rocío Sicre, directora general de EDP España; así como representantes de Wattkraft, Tera Batteries, Templus, y Zelestra, que dirá presente a través de Enrique de Ramón, su Global Head of Business Origination & BESS.

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Genneia se prepara para alcanzar un nuevo hito: superar los 2 GW de capacidad renovable instalada en Argentina durante el primer semestre de 2026, a la par que se prepara para sumar proyectos de almacenamiento, obras de transmisión eléctrica y abastecimiento a grandes consumidores como data centers.

La compañía ya lidera el mercado con 1540 MW operativos y un pipeline equilibrado 50-50 entre solar y eólica, y el salto de escala viene acompañado de un entorno financiero inédito para el sector renovable argentino. 

“Los bancos se pelean por prestarnos dinero y nos prestan a muy buenas tasas. Hay un mercado ávido de invertir o de prestar dinero en Argentina, además hay compañías que cumplen con lo que dicen que harán”, destacó Gustavo Anbinder, director de Negocio y Desarrollo de Genneia, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile.

La solidez del negocio se realza al conocer que la compañía es la principal emisora de bonos verdes del país, con más de USD 1280 millones emitidos hasta la fecha, y su caso más reciente trata de un bono de USD 400 millones a un plazo de ocho años y una tasa de interés fija de 7.75% con pagos semestrales, además de un rendimiento del 8%. 

“Hay muy buen acceso al financiamiento, con un conjunto de reglas que costó que se consolidaran, pero que hoy se abre con privados en contratos bilaterales PPA y hoy es un mercado consolidado que compitiendo de igual a igual con otras tecnologías convencionales”, agregó Anbinder.

Anbinder destaca que el mercado argentino maduró tras el impulso inicial del programa RenovAr, que dejó como legado 7500 MW renovables operando y un marco regulatorio que hoy permite el crecimiento de iniciativas privadas. 

En este contexto, la tecnología solar recobra protagonismo gracias a la baja de costos, aunque el especialista vaticinó que volverán los proyectos eólicos en mayor escala, una vez se den las condiciones necesarias, como por ejemplo la ampliación del sistema de transmisión. 

“Los proyectos nuevos que estamos desarrollando, por la red saturada y el precio de energía, nos obliga a ir a escalas mayores de proyectos. Ya no es la escala menor, sino que son mayores a 150 – 200 MW de capacidad, pero no hay lugar en la red para conectarlos”, indicó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.

“Entonces, los desarrollos están empezando a incorporar obras de transmisión, aunque sea pequeñas, como ampliar subestaciones, pero eso ya es parte del capex de los proyectos”, añadió durante FES Chile. 

Bajo ese panorama, el gobierno nacional habilitó la ejecución de obras prioritarias mediante el régimen de concesión de obra, con participación de inversión privada, lo que representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El debate actual gira en torno a cómo se hará el repago de esas inversiones, ya que impactan en toda la demanda y su costo debería socializarse, aunque también existe la opción de líneas privadas con prioridad de uso.

A esto se suma que el almacenamiento con baterías, aunque incipiente, ya forma parte de la estrategia de la empresa: “No iniciamos construcción porque estamos esperando los permisos ambientales y de uso de suelo. Hubo que hacer escuela y recién estamos en un proceso avanzado de aprobaciones y vamos a empezar a construir. Así que este año 2026 estarán los proyectos”. 

Sin embargo, el especialista fue claro respecto a las barreras económicas que aún enfrenta el almacenamiento. “No creo que sea un sector que crecerá mucho, porque el precio de la energía debería ser el que suba, no el de la batería que baje, para que dé la ecuación”, plantea. 

La excepción ha sido la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW en proyectos BESS stand – alone y otorgó un esquema de pagos estables que permiten la bancabilidad. “Si uno va a vivir del trading, del arbitraje o de los servicios de red, hoy está muerto”, sentencia.

La demanda que viene

El ejecutivo proyectó que nuevas grandes demandas estructurales redefinirán el crecimiento del sector energético argentino, entre ellas la vinculación el sector de oil & gas y el crecimiento acelerado de la minería, especialmente hacia fines de la década; además que los grandes centros de datos ya están comenzando a desembarcar en el país. 

“Se asoman los data centers a Argentina, están viniendo los hiperescaladores de 500 a 1000 MW, y necesitan energía, que Genneia y otros generadores proveerán. Y al ser sumideros de energía, se los puede colocar donde están los activos de generación y no se necesita transmitir esa energía por las redes”, concluyó. 

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La resolución definitiva del programa FEDER introduce ajustes significativos respecto a la propuesta anterior: se reduce el número de proyectos adjudicados de 133 a 126, el volumen total de ayudas se ajusta a 818 millones de euros, la capacidad adjudicada final se sitúa en 9,4 GWh, y se modifica el reparto territorial entre adjudicatarios y comunidades autónomas.

Entre las bajas más relevantes figura la renuncia de Aquila Capital Energy a seis proyectos que sumaban en total 170 MWh: cuatro de ellos en Cataluña (Bellissens 2, 3, 4 y 5, de 17,91 MWh cada uno), y dos en Castilla-La Mancha (BESS Manztierra 1, de 31 MWh, y El Cuco BESS, de 66,8 MWh).

También se eliminaron del listado final varios proyectos de almacenamiento hibridado, como Cillamayor (190 MWh) de la empresa Solaer en Castilla y León, Valdezorita (8,8 MWh) de AboWind en Castilla-La Mancha, Llanos de Aldea I (16 MWh) en Canarias, así como La Rubia (15,12 MWh) de la empresa R.Power Renewables y Guadarrama (80 MWh) de Moeve (compañía de Cepsa) en la Comunidad de Madrid. Asimismo, se descartó el proyecto La Farga, un sistema stand-alone de 296 MWh en Cataluña.

Por otro lado, se retiraron tres proyectos de almacenamiento térmico tipo power-to-heat de Iberdrola, enfocados en autoconsumo industrial: uno de 60 MWh en Andalucía (sector de bebidas), otro de 30 MWh en la Comunidad Valenciana (sector cerámico) y un tercero de 100 MWh en Galicia (sector conservero).

En contrapartida, se reconfigura el mapa regional ya que se incorporaron nuevos proyectos stand-alone en Cataluña como Coll de Moro de EDP, Torre Madrina de la compañía portuguesa Finerge y Mateu de RWE Renewables, cada uno de 28 MWh, junto con Penedés y Castellet, ambos de 19,9 MWh de la empresa con nombre fantasía Renew Green Energy pertenecientes al grupo Oside Investments.

También se sumaron dos proyectos hibridados: Trevago I de Our New Energy, de 120 MWh, en Castilla y León, y Cáceres 2023, de Alter Enersun por 46 MWh, en Extremadura.

Los 9,4 GWh de almacenamiento finalmente adjudicados se distribuirán en 126 proyectos de distintas tecnologías. Tal como informó Energía Estratégica, el liderazgo en volumen adjudicado queda en manos de tres operadores que concentran más del 50% de toda la capacidad: Iberdrola, con 2333,7 MWh en 12 proyectos; Atlantica Sustainable Infrastructure Ltd, con más de 1500 MWh en 8 propuestas; y Rolwind Renovables, con solo 2 proyectos pero de gran escala que totalizan 1225 MWh.

En el grupo de adjudicatarios secundarios aparece Naturgy, con siete proyectos que suman 359,3 MWh, desplegados principalmente en Canarias y Murcia. BenBros, por su parte, se adjudica un único proyecto de 225,7 MWh en Galicia. También figuran Ecoener, con cerca de 32 MWh repartidos en proyectos en las islas; y firmas como Sermatec Energy, Viridi RE Group, Celso Solar, Abengoa, CTG Europe, Ignis, Helios y Dcoop, que accedieron a ayudas en iniciativas puntuales.

Distribución territorial del presupuesto: ajustes clave en el mapa regional de adjudicaciones

Del total de 818,3 millones de euros adjudicados por el IDAE en la convocatoria definitiva del programa FEDER, la comunidad más beneficiada fue Andalucía, con 354,5 millones de euros, concentrando más del 43% del presupuesto total.  Se mantiene como la región con mayor número de proyectos y volumen acumulado, aunque registra un recorte de 20 millones de euros respecto al listado anterior. Le siguen Galicia, con 97,2 millones € y Castilla-La Mancha con 98 M€.

La única región que ve aumentado su presupuesto en esta versión definitiva es Extremadura, que pasa de 73 a 91 millones de euros, impulsada por el ingreso del proyecto Cáceres 2023 de Alter Enersun.

En cuarto lugar aparece Castilla y León, con 53,6 millones €, seguida por la Comunidad Valenciana, que obtiene 44,5 millones € en ayudas, y Canarias, con 26,1 millones €, destacando su fuerte presencia en proyectos hibridados.

Cataluña obtuvo 21,4 M€ y es el territorio con mayor reconfiguración: cinco proyectos salen y cinco entran. En Madrid se dieron de baja los proyectos La Rubia y Guadarrama, pero la región mantiene su presencia en el reparto final con otras iniciativas que lograron financiación (7,9 M€), por lo que no queda fuera del programa, a diferencia de Ceuta, Melilla, Navarra y La Rioja, que no recibieron fondos en esta convocatoria. A continuación se ubican Asturias (8,6 M€), Murcia (6,1 M€) y Aragón (4 M€).

Desde el punto de vista tecnológico, los datos oficiales del MITECO confirman que predominan los proyectos de almacenamiento hibridado con renovables (69 iniciativas), seguidos por baterías independientes (standalone) (39 proyectos), almacenamiento térmico (15) y bombeos hidroeléctricos (3). Dentro de las hibridaciones, la fotovoltaica es la fuente más habitual, seguida por la eólica y combinaciones mixtas, reflejando la estrategia nacional de acoplar almacenamiento a generación renovable para garantizar flexibilidad de red y firmeza en la entrega.

En cuanto a los precios adjudicados para los sistemas de almacenamiento independientes (stand-alone), España se posiciona por debajo del coste estimado en otras licitaciones europeas. Según reportó Energía Estratégica, el país asignó almacenamiento a un precio medio de 64.933 €/MWh/año, cifra inferior a la observada en procesos similares como el italiano. En diálogo con el medio, Raúl García Posada, director de ASEALEN, consideró que estos valores son “muy competitivos para el mercado europeo, incluso por debajo del coste de capital en algunos casos”, lo que evidencia el interés del sector privado y la eficiencia del modelo de asignación aplicado.

En total, los 818 millones de euros en ayudas públicas no reembolsables permitirán incorporar 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad al sistema eléctrico español, en un despliegue que se deberá ejecutar a más tardar el 30 de septiembre de 2029. Con este paquete, el Estado español refuerza la columna vertebral de su estrategia de descarbonización, habilitando servicios de almacenamiento clave para el respaldo renovable, la estabilidad del sistema y el cumplimiento de los objetivos del PNIEC y REPowerEU.

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La entrada Se redefine el mapa del almacenamiento en España: ¿Qué empresas están detrás de los 9,4 GWh del FEDER? se publicó primero en Energía Estratégica.

Energía Estratégica accedió a lo largo de 2025 a detalles exclusivos de las principales licitaciones de generación actualmente abiertas en Centroamérica y el Caribe.

Y por ello que este este portal de noticias resume los procesos activos en cuatro mercados clave —República Dominicana, Guatemala, Honduras y Panamá—, todos ellos con alto volumen de capacidad convocada, integración de almacenamiento (BESS), marcos contractuales en dólares y acompañamiento de organismos multilaterales.

Aunque con enfoques distintos, los cuatro casos muestran un patrón común: el esfuerzo por modernizar la contratación de energía a partir de criterios técnicos, seguridad jurídica y objetivos de transición energética.

República Dominicana

Se avanzó con una convocatoria por hasta 600 MW de nueva capacidad renovable que será integrada al sistema con almacenamiento obligatorio y prestación de servicios auxiliares críticos como regulación primaria y secundaria, control de rampas, inercia sintética y arranque en negro, según la Resolución SIE-092-2025-LCE.

El proceso está liderado por el CUED y contará con contratos PPA en dólares respaldados por la tarifa eléctrica, lo que refuerza la bancabilidad del esquema.

Pese a la expectativa generada, al cierre de este informe el pliego de bases aún no ha sido publicado oficialmente, por lo que no se han detectado avances formales en las etapas administrativas.

La decisión de incorporar BESS como componente obligatorio busca garantizar flexibilidad y confiabilidad para el sistema, en un contexto donde se espera alcanzar 2 600 MW de capacidad renovable para 2028, con entre 500 y 600 MW en baterías en los próximos tres años.

Desde ASOFER, su presidente, Alfonso Rodríguez, sostuvo que la medida representa “un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.

Guatemala 

El proceso PEG-5 contempla la adjudicación de 1 400 MW en tecnologías renovables y gas natural mediante contratos a 15 años. A la fecha, se vendieron 22 pliegos y el proceso se encuentra en etapa de observaciones y consultas. La adjudicación está prevista para el 30 de enero de 2026.

A diferencia de convocatorias anteriores, este llamado no limita las combinaciones de tecnologías, lo que abre la posibilidad a propuestas solares, eólicas, hidráulicas o mixtas, con la opción de integrar almacenamiento.

La reciente declaración como desierta de la PET-3, una licitación de transmisión clave, trasladó las expectativas del mercado hacia la PEG-5, que gana centralidad en la planificación energética nacional. Se prevé además la publicación del nuevo PET-4 en enero de 2026.

Además, el país recibió un préstamo de 155 millones de dólares del BID para electrificación rural, lo que refuerza el enfoque social y territorial de su política energética.

“El PET-3 no tiene empalme con la PEG-5, pero el refuerzo de la red se dimensionará una vez estén definidos los proyectos”, explicó el viceministro de Energía, Juan Fernando Castro Martínez, al contextualizar la planificación en marcha.

Honduras 

Está en marcha un proceso por 1 500 MW más un 10 % de reserva, bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), con adjudicación programada para febrero de 2026. El diseño del llamado incluye subastas inversas y un mínimo de 20 % de almacenamiento BESS por proyecto, en línea con el nuevo marco técnico de la CREE.

El respaldo financiero fue estructurado junto al BCIE por 300 millones de dólares, y se avanza en sumar al BID Invest como agente de garantías. A esto se suma un interés activo del sector privado, con 13 empresas que adquirieron pliegos por 10 000 USD cada una.

Sin embargo, la situación política representa un factor de riesgo: han pasado más de 20 días sin que se oficialice el nombre del nuevo presidente electo, lo que abre interrogantes sobre la continuidad institucional de la licitación.

Desde el ente regulador, el comisionado Wilfredo C. Flores calificó la licitación como “un éxito” y subrayó: “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”.

Panamá

El país avanza con la primera convocatoria del nuevo cronograma oficial 2025–2029, diseñado para ordenar y anticipar la incorporación de nuevas tecnologías al sistema eléctrico nacional. La LPI ETESA 01-25, actualmente activa, busca contratar 135 MWEq y 35 MW de potencia firme, exclusivamente de nuevas plantas hidroeléctricas y eólicas, con entrada en operación prevista para 2029.

La adjudicación está prevista para el 5 de enero de 2026, con contratos a 20 años. Se trata de la primera de una serie de licitaciones que ya tienen fechas definidas en el cronograma oficial, incluyendo una licitación específica para proyectos renovables con almacenamiento (BESS) programada para 2028.

El siguiente proceso en el calendario es la LPI ETESA 02-25, prevista para lanzarse en el 2026, con foco en generación solar fotovoltaica.

Aunque el anuncio fue bien recibido por el mercado, es interesante mencionar que a los pocos días se produjo un cambio de autoridades en la Secretaría Nacional de Energía, lo que sembró incertidumbre sobre la implementación del cronograma.

“El cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria”, destacó el exsecretario de Energía, Juan Manuel Urriola, impulsor del esquema.

Una nueva arquitectura energética para Centroamérica y el Caribe

Los cuatro procesos analizados comparten elementos comunes: alta exigencia técnica, incorporación de BESS como estándar, contratos en dólares con horizontes de 15 a 20 años y un renovado protagonismo de bancos multilaterales como el BID, BID Invest y BCIE.

A esto se suma la creciente voluntad política por actualizar marcos regulatorios, ordenar cronogramas plurianuales y mejorar la bancabilidad de los proyectos. Las reformas en curso buscan dar previsibilidad jurídica y reforzar la integración regional, en línea con los objetivos climáticos.

Con esta radiografía, Energía Estratégica pone en valor la información exclusiva recabada durante el año, destacando cómo Centroamérica y el Caribe están configurando una nueva generación de licitaciones, donde el almacenamiento, la planificación y la resiliencia energética ya no son una excepción, sino la nueva norma.

La entrada Mapa de licitaciones en Centroamérica y el Caribe: cuáles están activas, qué exigen y cuándo se adjudican se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia no llegaría a cumplir con la meta 2026 de 6 GW de capacidad renovable ya que, a diciembre de 2025, apenas se sumaron 2000 MW (entre 1300 y 1400 MW corresponden a proyectos de gran escala y el resto a generación distribuida) y, pese a que existen decenas de iniciativas con conexión adjudicada, muchas debieron entrar en operación hace dos o tres años y aún siguen sin avances, o directamente fuera del cronograma.

En este escenario, el ingreso de nueva capacidad para 2026 es incierto, incluso para desarrollos que ya cuentan con conexión asignada. Por lo que las expectativas ahora están puestas en proyectos que tienen obligaciones por cargo por confiabilidad desde 2024 y que deberían operar en 2027.

«Proyectar cuánta capacidad se incorporará en 2026 sería muy atrevido», expresó a Energía Estratégica el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio.

Por su parte, el mecanismo de expansión vigente sigue siendo el de cargo por confiabilidad, un instrumento tecnológico neutral que permite garantizar suministro firme ante eventos de escasez hidrológica, muy frecuentes en el país durante fenómenos como El Niño. En este marco, se adjudicaron recientemente proyectos con entrada prevista para 2027, y ya se encuentra calendarizada una nueva convocatoria.

Desde las subastas lanzadas en 2019 y 2021, Colombia no volvió a sacar licitaciones orientadas a contratos de largo plazo específicamente renovables. Aunque el actual Gobierno adjudicó la gestión de este tipo de procesos a un operador independiente, la etapa regulatoria sigue en fase inicial y no hay definición clara sobre los próximos pasos.

El mercado, de todos modos, evolucionó por cuenta propia: más del 95% del pipeline está compuesto por tecnologías no convencionales, sobre todo solar.

El CEO de Óptima Consultores considera que ya no es indispensable convocar subastas renovables como en el pasado. Según remarcó, las empresas entienden la necesidad de contratar PPAs de largo plazo y la única oferta disponible hoy proviene de fuentes solares. Por eso, aseguró que “el off-taker no tiene más opción que contratarse a largo plazo”.

No obstante, el contexto sigue siendo delicado. Con apenas ocho meses por delante, el Gobierno actual ya agotó sus cartas. El proceso electoral está abierto y no hay ninguna proyección política sólida. Pero más allá de quién asuma, la nueva administración deberá enfrentarse a una situación inédita: la posibilidad real de racionamientos energéticos, algo que Colombia no vivía desde hace más de 30 años.

Hasta ahora, los desbalances de oferta se resolvían adjudicando grandes proyectos hidroeléctricos o térmicos. Eso ya no es suficiente. El sistema depende de múltiples desarrollos renovables en simultáneo, con una ejecución hoy paralizada. Si no se produce un giro inmediato en el corto plazo, los riesgos de desabastecimiento para 2027 son concretos.

En ese marco, las reformas al mercado eléctrico son imprescindibles. El diseño vigente responde a una lógica hidrotérmica, con grandes embalses y respaldo térmico a gas natural, una matriz que ya no refleja la realidad actual ni futura del sector.

Colombia enfrenta hoy problemas de abastecimiento de gas, costos más altos por importación de GNL y restricciones crecientes sobre combustibles líquidos. Sin un rediseño regulatorio, el sistema no podrá sostener una expansión dominada por energía solar y algo de eólica.

Lucio considera que las soluciones están claras desde hace años. Se requiere modernizar el despacho, habilitar mercados intradiarios y de balance, rediseñar el cargo por confiabilidad y facilitar la liquidez para nuevos PPAs.

“La receta está sobre la mesa. Lo único que hay que hacer es aplicarla”, expresó el consultor.

Almacenamiento: una solución que debe adaptarse a la realidad colombiana

Mientras en otros países de la región, como Chile, el almacenamiento energético gana espacio como habilitador de renovables, en Colombia tendrá una función distinta. Desde la consultora advierten que el país tiene desafíos diferentes y que el almacenamiento será útil, pero con otra velocidad de desarrollo y otros objetivos.

En lugar de resolver problemas de curva o permitir el ingreso de nuevos proyectos solares, aquí se espera que estas soluciones tecnológicas ayuden a mejorar la red, reforzar la potencia disponible y optimizar el consumo en usuarios finales. Para eso, será clave que se integren a los ingresos regulados de los distribuidores, lo que implicará ajustes normativos adicionales.

El almacenamiento, al igual que la hibridación, está ligado también a la creación de mercados intradiarios y a mecanismos de respuesta de la demanda. Pero su aplicación práctica aún depende de reformas más profundas, que por ahora siguen postergadas.

La entrada Alerta en Colombia: solo se alcanzó un tercio de la meta renovable a un año del plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

En un contexto en el que Chile lidera la generación renovable en Sudamérica, la falta de una regulación moderna para redes eléctricas podría transformarse en el principal obstáculo de su transición energética.

Así lo planteó Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Chile 2025, donde señaló que la infraestructura no ha seguido el ritmo de la transformación energética ni en planificación ni en digitalización.

Reviva el día 1 de FES Southern Cone aquí: https://www.youtube.com/watch?v=dcqxLQGp3SE

“Si no somos capaces de regular mejor las redes, no vamos a llegar a ninguna parte”, advirtió el ejecutivo, dejando en claro que el cuello de botella ya no está en la generación, sino en la falta de reglas que permitan desplegar infraestructura moderna, resiliente y digital.

Actualmente, el sistema enfrenta un desequilibrio estructural: hay más energía renovable disponible que demanda capaz de absorberla. Esto no solo genera una sobreoferta crónica, sino que además deja sin uso pleno la inversión realizada en nuevas plantas solares y eólicas.

“Tenemos mucha energía renovable, pero no suficiente demanda”, explicó Palumbo, remarcando que el problema central no está en la generación, sino en la red.

Desde su perspectiva, la infraestructura de transmisión y distribución debería ser el eje del sistema energético actual.

En lugar de funcionar como un elemento pasivo, debe operar como una plataforma digital, flexible y resiliente, capaz de adaptarse al crecimiento de la electrificación, los cambios en el consumo y los eventos climáticos extremos. Esto implica incorporar tecnologías como medidores inteligentes, automatización de nodos y monitoreo en tiempo real.

Una de las críticas más directas del ejecutivo estuvo dirigida al vacío regulatorio que impide el desarrollo de redes modernas. Señaló que, sin un marco normativo claro, predecible y de largo plazo, las decisiones de inversión en infraestructura quedan paralizadas.

“Cuando no hay señales claras, es difícil tomar decisiones de inversión que requieren años de desarrollo”, sostuvo.

El contexto se vuelve aún más desafiante si se considera que la transición energética no solo exige generación renovable, sino también un cambio profundo en el consumo.

En ese sentido, electrificar la economía —desde el transporte hasta los hogares y la industria— es una condición necesaria para equilibrar el sistema. Palumbo propuso acelerar el crecimiento de la demanda a través de la movilidad eléctrica, climatización con bombas de calor, expansión de data centers y digitalización de procesos industriales.

“La manera de crear demanda eléctrica es electrificando la economía”, apuntó, y destacó que esta estrategia ya se aplica en países como Italia y Colombia.

En el caso chileno, agregó, el desafío no es tecnológico, sino normativo. Las herramientas existen, y los recursos están desplegados, pero falta alineamiento institucional.

Además de la digitalización, Palumbo planteó que el futuro del sistema pasará por una visión híbrida y multifuente, donde plantas eólicas y solares trabajen integradas con almacenamiento, baterías, hidrógeno y otros servicios de red.

“La planta del futuro es una planta híbrida, que puede entregar no solo energía, sino también capacidad de respuesta al sistema”, señaló.

Esa visión exige también un nuevo modelo de relación entre reguladores, empresas y consumidores, con reglas adaptadas a un ecosistema más dinámico y descentralizado. En este punto, Palumbo trajo a colación experiencias internacionales donde, según explicó, la modernización regulatoria ha permitido desplegar infraestructura eléctrica con visión sistémica.

“La red no puede ser un cuello de botella. Tiene que ser una plataforma que habilite el sistema energético del futuro”, dijo fuera de micrófono al terminar su intervención.

Para él, Chile tiene el potencial de liderar la electrificación de Sudamérica, pero solo si redefine con urgencia las reglas del juego.

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“Monitoreamos en tiempo real los sistemas de almacenamiento para anticiparnos a cualquier falla y optimizar la operación”, reveló Jorge Cabrera, Business Development Manager de Sungrow Power Supply, al presentar el nuevo centro de monitoreo que la empresa inauguró semanas atrás en Santiago de Chile.

Desde el hub en Santiago, Sungrow gestiona el seguimiento en tiempo real de variables críticas en sistemas de almacenamiento —como temperatura, voltaje de celdas y estado de carga—, lo que permite emitir alertas tempranas y activar cuadrillas técnicas ante cualquier evento. El servicio incluye reportes mensuales con KPI clave para asegurar trazabilidad y eficiencia operativa.

“Esta plataforma nos permite tomar decisiones técnicas al instante, sin depender de soporte externo, lo que acorta los tiempos de respuesta y mejora la continuidad operativa”, subrayó Cabrera durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone.

Con esta infraestructura, la firma tecnológica refuerza su presencia operativa en la región, donde ya supera los 5 GW de potencia fotovoltaica.

Este centro se complementa con un service center ubicado en Renca, que integra un laboratorio de reparación, un almacén de repuestos y un espacio de entrenamiento técnico para colaboradores y empresas clientes.

“Diseñamos soluciones adaptadas a cada proyecto, como un traje a medida, para abordar cada necesidad con agilidad técnica”, expresó el ejecutivo.

La estrategia está orientada a uno de los objetivos más sensibles para los operadores de activos: la reducción del OPEX. Según el ejecutivo, el soporte local es decisivo: “Nuestro objetivo es mitigar riesgos durante la operación y reducir costos, con disponibilidad de repuestos, actualizaciones constantes y personal certificado en terreno”.

“Profesionalizamos a los equipos de nuestros clientes para que tengan autonomía y velocidad de respuesta”, sostuvo Cabrera. El centro de entrenamiento también apunta a reducir dependencia externa para mantenimientos rutinarios.

Actualmente, la empresa opera en más de 10 países latinoamericanos, y su despliegue logístico incluye oficinas en cuatro mercados clave, además de ocho almacenes distribuidos entre la región andina y el Caribe, y cuatro más en Brasil. En ese país, Sungrow ya cuenta con 15 GW en operación y un equipo técnico dedicado.

Como parte de su expansión, la firma también lidera proyectos en el segmento de almacenamiento, con 10 GWh asegurados en la región, de los cuales 3,1 GWh ya están en operación comercial (COD), 3 GWh en fase de comisionamiento y 4 GWh garantizados para el primer trimestre de 2026.

Según informó Energía Estratégica, en Colombia, Sungrow opera la batería más grande del país y despliega 1,4 GW en ese mercado. En paralelo, ha acumulado 25 GW de potencia solar instalada en Latinoamérica, de los cuales 8,5 GW se concentran en países hispanohablantes.

“No solo entregamos tecnología; construimos soluciones junto al cliente para acompañarlo durante toda la vida útil del proyecto”, concluyó Cabrera, reafirmando el posicionamiento de la compañía como proveedor integral para desarrolladores y operadoras de renovables en la región.

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La transición energética chilena enfrenta un nuevo desafío: activar la demanda eléctrica para sostener el ritmo de inversión y reconversión tecnológica. Así lo planteó Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone.

“Si no tenemos más demanda, no va a ser posible seguir invirtiendo en esta transformación”, advirtió el ejecutivo.

En su visión, la transformación energética no puede sostenerse únicamente con nueva oferta renovable: es indispensable que haya más consumo eléctrico, especialmente en sectores como la minería, la industria o el transporte.

Reviva la participación de Juan Villavicencio, CEO de Engie Chile, en el FES Southern Cone aquí: https://www.youtube.com/watch?v=dcqxLQGp3SE

Desde Engie, el compromiso con la descarbonización está en marcha: la empresa cerrará todas sus unidades a carbón para 2026, comenzando con una central de 1 GW en Mejillones el próximo año. El enfoque no es solo desmantelar infraestructura, sino transformarla. Parte de estos activos están siendo reconvertidos para alojar baterías, y otros servirán como respaldo térmico.

Actualmente, la empresa ya tiene más de 400 MW en baterías operando, con cinco horas de almacenamiento, lo que representa un salto cualitativo en capacidad de gestión y flexibilidad. Estos proyectos se complementan con plantas que operarán con gas natural, una tecnología que Villavicencio defendió como respaldo necesario para garantizar seguridad de suministro en esta etapa.

“Tenemos que pensar en una matriz flexible. Si no hay respaldo, no vamos a tener seguridad de suministro ni viabilidad para las renovables”, explicó.

En ese sentido, destacó que la transformación del sistema no solo se basa en reemplazar una tecnología por otra, sino en diseñar un modelo que sea económicamente viable, flexible y seguro.

Además de la reconversión tecnológica, el CEO alertó sobre las barreras estructurales que aún frenan el desarrollo del sector. Uno de los principales obstáculos está en los permisos: trámites lentos, falta de coordinación entre organismos y una brecha entre el discurso político y los hechos concretos.

“Nos llenamos la boca hablando de transición, pero seguimos con permisos atrasados y falta de coordinación. No hay coherencia entre el discurso y los hechos”, criticó.

También subrayó que el cuello de botella en la infraestructura de transmisión pone en riesgo toda la planificación energética.

A esto se suma la preocupación por las señales económicas que hoy entrega el sistema eléctrico chileno. Villavicencio sostuvo que no se está reconociendo el valor de tecnologías claves como el almacenamiento o el respaldo.

Incluso hay proyectos nuevos en riesgo de cierre por falta de incentivos claros, mientras algunas centrales a carbón siguen operando porque los precios del mercado lo permiten.

“¿Dónde están las señales adecuadas?”, cuestionó, advirtiendo que esta distorsión genera incertidumbre para los inversionistas.

En su análisis, la transición energética requiere señales coherentes, reglas claras y una estructura de precios que acompañe el cambio.

La visión de Engie es avanzar en una transformación profunda del sistema energético chileno. Pero esa transición, insistió Villavicencio, no podrá sostenerse sin una base de consumo eléctrico sólida: “No se trata solo de generar energía limpia. Se trata de usarla”.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) abrió un proceso de consulta pública que busca redefinir el sistema de medición eléctrica en Colombia, con impactos directos sobre la operación de proyectos de autogeneración a pequeña escala (AGPE) y generación distribuida (GD). Se trata de la revisión más profunda que ha tenido el Código de Medida desde su creación, en 2014.

Mediante la Circular 220 de 2025, publicada el 22 de diciembre, el regulador convocó a todos los actores del sector —empresas, operadores, gremios y usuarios— a enviar sus observaciones sobre el Documento de Análisis que propone cambios en los criterios técnicos para la medición de energía eléctrica. El plazo vence el 27 de diciembre.

La propuesta aborda puntos sensibles como la calibración de equipos, la trazabilidad metrológica, las pruebas de rutina y las condiciones operativas de los sistemas de medición. Todos ellos son factores que inciden en la liquidación del mercado mayorista, la fiabilidad del dato energético y la seguridad jurídica de los contratos.

“Esta revisión se realiza en cumplimiento del artículo 1 de la Resolución MME 40024 de 2025”, detalló la Circular publicada por la CREG.

Aunque se trata de una normativa técnica, sus efectos son decisivos. El Código de Medida funciona como el reloj regulatorio del sistema eléctrico: define cómo, cuándo y con qué condiciones se mide la energía que circula, se produce o se consume. En un escenario con cada vez más proyectos distribuidos, plantas solares y soluciones de autoconsumo, su actualización era una deuda pendiente.

“Invitamos a todos los interesados a presentar aportes que contribuyan a mejorar el marco regulatorio”, expresaron fuentes del sector bajo condición de off the record.

Este cambio regulatorio no llega solo. En paralelo, la CREG avanzó con subastas de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el período 2029–2030, habilitó incentivos para generación renovable y se espera una nueva subasta a largo plazo para proyectos de energía limpia. Todo forma parte de una estrategia para dar señales claras al mercado e impulsar inversiones con reglas previsibles.

Además, la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 trazó otros frentes de reforma: actualización del mercado mayorista, revisión de la remuneración a la generación y definición de una infraestructura nacional de medición avanzada (AMI). La revisión del Código de Medida encaja dentro de esa hoja de ruta más amplia.

“La actualización del Código de Medida es una señal regulatoria que acompaña la transformación del sistema eléctrico colombiano”, afirmó una fuente cercana al proceso.

El texto en revisión reemplazaría la Resolución CREG 038 de 2014, que hasta hoy define los requisitos técnicos para la medición de energía en el servicio público domiciliario. Pero la evolución tecnológica y el peso creciente de la generación distribuida vuelven imprescindible contar con criterios más robustos, escalables y precisos.

De aprobarse, la nueva resolución consolidará un marco moderno para garantizar que cada kWh generado, inyectado o consumido esté medido bajo condiciones verificables, trazables y confiables, una base indispensable para que el sistema crezca de forma ordenada.

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Canadian Solar profundiza su apuesta por la tecnología TOPCon como eje central de su estrategia fotovoltaica en Sudamérica, al tiempo que prepara el lanzamiento de nuevos módulos solares de hasta 725 Wp antes de fin de año. 

Esta evolución tecnológica responde a una hoja de ruta centrada en incrementar la eficiencia energética, reducir los costos operativos y ofrecer soluciones completas que integran almacenamiento, inversores, centros de transformación y un acompañamiento técnico permanente.

“Pensamos nuevas tecnologías para los paneles fotovoltaicos, pero también nos estamos enfocando mucho en la tecnología TOPCon, que está en casi 90% de los proyectos y tenemos la oportunidad de avanzar fuertemente en esa tecnología, pudiendo ofertar dos tipos inclusive de productos (celdas mayores y menores), además de sistemas de baterías”, explicó Thiago Rodrigues, sales manager América del Sur de Canadian Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

Además de elevar la potencia de sus módulos, la compañía apuesta por características como la bifacialidad, que permite un aumento de entre 10% y 30% en la generación eléctrica, y mejoras en el coeficiente de temperatura y resistencia a la humedad, aspectos claves para climas exigentes.

“La idea de la compañía, como innovación y calidad, es verticalizar la cadena productiva e innovar para que los proyectos consigan la mejor tecnología posible”, remarcó el ejecutivo. 

En paralelo, Canadian Solar se posiciona como proveedor de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha evolucionado de ser un fabricante de equipos a convertirse en socio para proyectos fotovoltaicos e híbridos, con un portafolio que incluye paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento, a fin de maximizar la eficiencia operativa y generar confianza técnica a largo plazo.

“Además, en los últimos años, la compañía tuvo un balance positivo, con un net profit positivo que es muy importante en el mercado porque nuestra idea es estar en la región por los próximos años”, afirmó el sales manager para América del Sur. 

Tropicalización tecnológica y desafíos regionales

La experiencia acumulada en Latinoamérica le ha dado a la compañía un profundo entendimiento de los desafíos técnicos, regulatorios y comerciales del continente, de modo que uno de los aprendizajes más relevantes ha sido la necesidad de adaptar la tecnología global a los sistemas eléctricos de la región. 

“Canadian Solar opera globalmente con un portfolio global para todos los países en que actuamos, pero el despliegue de productos en LATAM exige una tropicalización para enfrentar los sistemas regionales, que son más frágiles y necesitan una arquitectura híbrida para más estabilidad”, explicó Rodrigues.

Además, las diferencias regulatorias entre países imponen modelos de negocio diferenciados. “Estamos viendo que en Chile y Argentina se viven momentos regulatorios y señales de precios muy distintos”, advirtió el ejecutivo. 

“Por eso desarrollamos modelos estratégicos de negocio como C&I, soluciones llave en mano y proyectos utility scale con estructuras adaptadas, priorizando la bancabilidad y la previsibilidad del diseño del proyecto, ya que la industria está cada vez más innovadora y más competitiva”, concluyó.

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Genneia anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del parque solar San Rafael, ubicado en la provincia de Mendoza, uno de los desarrollos solares más relevantes del país. Con una capacidad instalada de 180 MW y una inversión de USD 180 millones, este proyecto consolida el rol estratégico de Mendoza en el desarrollo de infraestructura energética eficiente y sustentable.

El Parque Solar San Rafael cuenta con 400000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados bajo el marco regulatorio Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Para dimensionar su alcance, la producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135000 hogares. 

Este parque es el tercero de Genneia en Mendoza y se emplaza en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo. Durante su etapa de construcción, el proyecto generó empleo para más de 300 personas y dinamizó la economía regional.

Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, destacó: “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones estratégicas».

Por su parte, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, señaló: “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”.

La presencia de Genneia en la provincia alcanza, hasta el momento, una inversión superior a los USD 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada destinados al Mercado a Término de Energías Renovables. 

Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa. Adicionalmente, este hito destaca las sinergias entre el sector público y privado para optimizar el uso de los recursos energéticos, reducir emisiones y fortalecer la competitividad del sistema productivo nacional.

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Con un mercado latinoamericano cada vez más competitivo, Sungrow traza una estrategia de expansión regional enfocada en cuatro países clave de la región: Argentina, Perú, Chile y Colombia.

Así lo reveló Jorge Alvarado, Key Account Manager de la compañía, durante su participación en FES Chile, donde describió las condiciones que definen el potencial del almacenamiento energético en estos mercados.

La empresa considera que la oportunidad está en países que muestran avances en marcos regulatorios, madurez técnica de los clientes y, sobre todo, un ecosistema de actores dispuestos a operar con estándares exigentes. 

“Hoy día somos alrededor de 25 competidores detrás de todos estos proyectos de almacenamiento a nivel regional”, apuntó Alvarado.

Para marcar diferencia frente a este escenario de alta competencia, Sungrow apuesta por una propuesta tecnológica diseñada para reducir riesgos operativos y anticiparse a los cambios del mercado, combinando soluciones plug & play con sistemas de gestión basados en inteligencia artificial.

Este enfoque permite adaptar los proyectos a nuevas exigencias normativas sin reemplazar toda la infraestructura y optimizar el desempeño de los sistemas en tiempo real.

“Actualmente tenemos sistemas de gestión de energía basados en inteligencia artificial, capaces de tomar decisiones en tiempo real, analizar patrones e ir mejorando el rendimiento de carga y descarga de la batería”, explicó el ejecutivo, al referirse al desarrollo de software como uno de los pilares de la estrategia.

“Nuestros contenedores son modo plug & play: podemos desconectar un inversor, conectarlo y cumplir con alguna nueva norma que salga”, agregó Alvarado, subrayando que esta flexibilidad permite acompañar la evolución regulatoria sin afectar la continuidad operativa.

A esta arquitectura se suma el despliegue de soluciones como el PowerTitan 2, un contenedor que integra la conversión de corriente continua a alterna dentro del mismo sistema y utiliza refrigeración líquida para mejorar la eficiencia en el punto de interconexión. 

Sin embargo, el diferencial tecnológico no es el único factor que hoy define el cierre de negocios. Según Alvarado, los desarrolladores evalúan los proyectos de almacenamiento bajo un enfoque cada vez más integral. 

“Vemos cuatro variables muy importantes para el cierre de negocios: legales, comerciales, técnicas y financieras”, afirmó.

En ese sentido, el contexto varía según el país. Por caso, en Argentina, el acceso al financiamiento y las condiciones comerciales pesan más que el CAPEX inicial; en tanto que en Perú, la ausencia de pagos por potencia o disponibilidad limita la bancabilidad de los proyectos BESS.

Mientras que en Chile el foco está puesto en el cumplimiento normativo y su impacto en los seguros asociados a la operación.

“Una planta BESS que no cuente con las certificaciones necesarias o con certificaciones que no son aplicables al marco legal chileno luego va a tener problemas para efectos de seguro. La operación puede verse afectada considerablemente, ya que no son pólizas económicas”, advirtió Alvarado. 

En Colombia, donde el marco técnico muestra un mayor grado de avance, Sungrow ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh, y despliega más de 1,4 GW en proyectos solares, consolidando su presencia en uno de los mercados más dinámicos de la región.

“Con nosotros van a tener un soporte 100% 24-7, tanto por el lado técnico, como comercial y postventa”, destacó el ejecutivo, al remarcar la importancia de garantizar la disponibilidad de los sistemas y el retorno de inversión a largo plazo.

La entrada Alta competencia: Sungrow revela cuáles son las principales exigencias del mercado para llevar adelante un proyecto BESS se publicó primero en Energía Estratégica.

El pasado 16 de diciembre, el Gobierno de México publicó los Lineamientos de Operación del Consejo de Planeación Energética, lo que formaliza un nuevo esquema institucional que busca consolidar la planeación energética como un proceso vinculante, articulado y con visión de largo plazo. Este órgano colegiado no ejercerá funciones regulatorias ni de normalización, pero operará como el espacio clave donde se alinea la política energética nacional y se da seguimiento a su implementación.

Los lineamientos, emitidos por la Secretaría de Energía (SENER), colocan al Consejo como una herramienta técnica y estratégica para ordenar los distintos planes del sector: la Estrategia Nacional de Transición Energética, el Plan para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico y el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos, entre otros. Tal como se establece en el documento, el Consejo es responsable de la coordinación y seguimiento de todos estos instrumentos, así como de la mejora continua de la información energética nacional.

“El Consejo de Planeación Energética es el órgano colegiado de carácter permanente que apoya a la Secretaría de Energía en la coordinación y seguimiento de la planeación energética nacional”, señalan los lineamientos publicados en el Diario Oficial de la Federación. A través de esta estructura se busca robustecer la gobernanza en materia energética y dotar de continuidad a las decisiones estratégicas del Estado.

La presidencia del Consejo estará a cargo de la persona titular de la Secretaría de Energía, con derecho a voto de calidad. Lo acompañan como vocales los titulares de las subsecretarías de Planeación y Transición Energética, Electricidad e Hidrocarburos, así como representantes de organismos sectorizados como Pemex, CFE, Cenagas, CENACE, CONUEE, LitioMX y otras entidades clave del ecosistema energético nacional.

En paralelo, se incorpora una Secretaría Técnica, que funcionará como articuladora administrativa, encargada de coordinar la preparación de sesiones, actas, seguimiento de acuerdos, informes anuales y el Programa Anual de Trabajo del Consejo. Esta figura también será responsable de garantizar la trazabilidad institucional del órgano y canalizar la información entre los vocales y los comités técnicos.

“Todas las personas que participan en las actividades del Consejo están obligadas a mantener en estricta confidencialidad cualquier información a la que tengan acceso”, estipula el artículo 7 del documento. Asimismo, se establece que tanto vocales como suplentes tendrán derecho a voz y voto, mientras que los invitados podrán participar únicamente con voz.

En cuanto a su funcionamiento operativo, el Consejo deberá reunirse al menos dos veces al año en sesiones ordinarias, aunque se prevé la posibilidad de convocar sesiones extraordinarias a solicitud de cualquier vocal titular. Las decisiones se adoptarán por mayoría simple, y en caso de empate, la presidencia ejercerá su voto de calidad. Todas las sesiones quedarán registradas en actas que serán firmadas por los participantes y resguardadas por la Secretaría Técnica.

Una de las novedades más relevantes es la creación de dos comités permanentes: el Comité de Planeación del Sector Energético y el Comité de Información del Sector Energético, ambos diseñados para especializar el análisis técnico y apoyar con diagnósticos, estudios y recomendaciones. Estos comités podrán a su vez establecer grupos de trabajo específicos, integrados por funcionarios con experiencia técnica en las distintas áreas estratégicas del sector.

“El Consejo puede instruir a los organismos sectorizados y empresas públicas para presentar informes periódicos sobre el estado del sector energético, con el fin de integrarlos en el Informe Anual”, detalla el artículo 32 de los lineamientos. Esto permitirá que el Consejo mantenga una visión actualizada del avance de las políticas públicas y metas sectoriales, incluyendo las establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo.

Cabe recordar que, de forma paralela, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha impulsado recientemente nuevas reglas para proyectos de generación y almacenamiento, buscando que se ajusten a la evolución del sistema energético mexicano. Tal como informó Energía Estratégica, se establecieron disposiciones que definen con mayor claridad las características técnicas y operativas de las instalaciones, así como su relación con el despacho económico y los esquemas de almacenamiento con baterías. Este tipo de reformas técnicas subraya la necesidad de contar con un órgano como el Consejo, capaz de dar coherencia, seguimiento y evaluación continua a los cambios del sector.

Además, el nuevo marco normativo resalta el principio de planeación vinculante, un enfoque que permite a la Secretaría de Energía coordinar con mayor efectividad a las distintas instituciones y operadores del sistema energético nacional. Lejos de ser un espacio consultivo o declarativo, el Consejo tendrá injerencia directa en el seguimiento de decisiones estratégicas, sin desplazar las funciones de regulación que competen a otros entes como la CRE o la CNE.

La entrada en vigor de estos lineamientos marca un punto de inflexión en la institucionalización de la planeación energética mexicana, que da un paso hacia modelos más coordinados, permanentes y orientados a la transición. Al formalizar este órgano de alto nivel, México se alinea con prácticas internacionales que buscan asegurar la coherencia de largo plazo en la política energética, sobre todo frente a los desafíos que plantea la descarbonización, la seguridad energética y la incorporación masiva de nuevas tecnologías.

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JA Solar consolida su posición en la región, alcanzando el top-3 de fabricantes fotovoltaicos a nivel global. Y ahora apuesta por una diversificación estratégica al entrar de lleno al negocio del almacenamiento energético. 

“En Chile tenemos una participación del mercado este año de entre el 22% y el 24%, así que somos uno de los principales fabricantes en market share”, afirmó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

“Y como fabricante de paneles, se da como un proceso casi natural que incursionemos en storage, ya que sabemos que una una matriz energética con gran grado de penetración de renovables viene de la mano también de almacenamiento”, agregó. 

De ese modo, el ejecutivo anticipó una nueva etapa con el lanzamiento oficial de JA Energy Storage, la nueva unidad de negocio enfocada en ofrecer sistemas integrados de generación y almacenamiento.

La compañía dio a conocer recientemente su solución PV + BESS, que combina módulos fotovoltaicos TOPCon con sistemas de baterías contenerizadas para utility scale de 5 MWh, y una gama de productos para el segmento comercial e industrial, adaptados a las necesidades locales. 

La nueva línea busca entregar una solución integral bajo una sola marca, lo que reduce fricciones técnicas y financieras en el diseño de proyectos renovables. 

Desde JA Solar consideran que el desarrollo del almacenamiento es una extensión natural del avance renovable. Según su visión, este tipo de tecnologías ya no son una promesa futura, sino un componente necesario para alcanzar la rentabilidad de los proyectos.

“La incorporación de este tipo de tecnología a nivel sectorial lo veo más como una dinámica propia del mercado, donde todos tienen que buscar ser más eficientes para llegar a tener un proyecto rentable”, indicó el especialista. 

El almacenamiento se presenta además como una respuesta técnica y costo eficiente a los cuellos de botella en transmisión, ya que permite aliviar inversiones de transmisión con soluciones de corto y mediano plazo rápidas de instalar y costo eficientes. .

“Además, se encontrarán aplicaciones de storage con distintas funciones, pero a su vez es bueno porque implican nuevas oportunidades de inversión y de hacer negocios, de tener ingresos que pueden ir desde peak shaving, soporte de red, entre otras funciones”, confió durante FES Chile ante más de 400 líderes de la industria renovable y BESS. 

A nivel sectorial, JA Solar anticipa una dinámica de competencia creciente que presionará los precios y eficiencia de los productos, tal como sucedió con los paneles solares. Por lo que bajo esa mirada, de cara al futuro, Donzino proyecta que el almacenamiento recorrerá una trayectoria similar.

Sin embargo, subrayó que este avance debe acompañarse con marcos regulatorios claros, “evitar que haya grises en la ley” a fin de que las inversiones puedan realizarse de manera previsible y manteniendo claridad de la transición energética. 

Con este movimiento estratégico, JA Solar se propone liderar el desarrollo de soluciones integradas de generación y almacenamiento en América Latina, apalancando su experiencia tecnológica y su posicionamiento comercial para facilitar proyectos renovables más rentables, eficientes y financieramente viables.

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Livoltek, la marca global de energías renovables de Hexing Group, realizó en Santiago de Chile el lanzamiento oficial de sus soluciones BESS, presentando su enfoque modular, escalable y gestionado por inteligencia artificial como respuesta a los desafíos de la región.

La configuración base del sistema parte de una potencia de 125 kW y 261 kWh, pero puede ampliarse en paralelo hasta 1,25 MW y 2,61 MWh, lo que permite su implementación tanto en instalaciones medianas como en operaciones industriales de gran escala. 

“Podemos implementarlos en paralelo, por ejemplo, con un subsistema de hasta 10 unidades. Combinado con el sistema EMS, podemos aumentarlos hasta 125 kW multiplicado por 10, llegando a capacidad en MW”, precisó  Zhao Qunfei, business line manager de Livoltek.

La plataforma de gestión energética (EMS) desarrollada por la compañía permite interpretar en tiempo real la curva de carga de los consumos, establecer umbrales operativos y ejecutar automáticamente ciclos de carga y descarga. 

“Con la tecnología impulsada por IA tendremos un análisis, el sensor realiza un análisis de energía y verifica la curva de la carga de potencia. Luego calcularemos el umbral y una vez que active este umbral, descargará. Por debajo del mismo, se cargará”, detalló Qunfei.

Este enfoque operativo permite extender la vida útil de las baterías y reducir el sobredimensionamiento del sistema, de modo que según cálculos de la compañía, permitirá ahorrar un 30% de los costos operativos. 

Cabe aclarar que uno de los diferenciales estratégicos de Livoltek frente a otros proveedores es que desarrolla internamente los tres componentes clave del sistema BESS, conocidos como el sistema 3S: el PCS (sistema de conversión de energía), el BMS (sistema de gestión de baterías) y el EMS (sistema de gestión energética). 

Esto permite una integración fluida entre hardware y software, mejorando la eficiencia general del sistema. Además, el dispositivo está diseñado para adaptarse a múltiples aplicaciones, incluyendo autoconsumo, reducción de picos, arbitraje energético, energía de respaldo, redes débiles, microrredes, centrales eléctricas virtuales (VPP) y control de capacidad de transformadores. 

Retorno de inversión atractivo y visión regional

En términos financieros, la compañía estima que el retorno de inversión puede alcanzarse entre tres y cuatro años, dependiendo del tipo de aplicación, la estructura tarifaria y el perfil de consumo del cliente. 

Qunfei también destacó el valor del sistema como respaldo energético en procesos industriales, donde las interrupciones de suministro pueden traducirse en importantes pérdidas en la productividad. 

“El segmento de C&I es adecuado para muchos escenarios, por ejemplo, la reducción de picos, el arbitraje o la regulación de potencia, como la participación en centrales eléctricas virtuales (VPP)”, remarcó el entrevistado.

En mercados dinámicos como el europeo, donde la tarifa eléctrica varía cada 15 minutos, la inteligencia artificial del EMS también se adapta para maximizar el valor económico. 

“Con esta tecnología impulsada por IA, se puede acceder a la interfaz desde ciertas centrales VPP y conocer el nivel de precios. Así que usaremos nuestro sistema de gestión para indicarles el precio y cuándo cobrar, cargar y descargar las baterías”, comentó el business line manager de Livoltek.

Mientras que en Chile, los desafíos tarifarios específicos también hacen de esta solución una alternativa especialmente atractiva, dada la reducción de vertimientos del sector, el alto costo de la demanda eléctrica y diversas dificultades con la red eléctrica. 

Ya de cara a los próximos años, Livoltek proyecta una fuerte expansión regional. La empresa ya estableció diversas subsidiarias, almacenes y fábricas en América Latina, con una visión de largo plazo. 

“El mercado se está desarrollando. En América Latina para el 2035, la capacidad podría alcanzar hasta 45 GW, entonces hay oportunidades en países como Brasil, Chile, Argentina o México”, apuntó el especialista. 

“Sabemos que existen grandes mercados en Latinoamérica, por lo que estamos listos para ser un buen proveedor de soluciones para lograr un beneficio mutuo con nuestros socios. Por lo tanto, queremos contribuir al desarrollo del sistema de la red”, concluyó. 

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El gobierno de Argentina habilitó la ejecución de obras de transmisión bajo un esquema de concesión, con participación de capital privado y licitaciones abiertas a nivel local e internacional.

La medida quedó formalizada a través del Decreto 921/2025 y representa un paso clave para el megaplan de 16 obras prioritarias, que implican más de 5600 kilómetros de líneas en 132 y 500 kV, diseñadas para aliviar cuellos de botella, evitar cortes y robustecer el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El nuevo marco busca atender uno de los principales cuellos de botella del sistema eléctrico argentino: la limitada capacidad de transmisión para evacuar energía desde los centros de generación hacia las áreas de mayor demanda. Según el diagnóstico oficial, esta restricción no solo incrementa el riesgo de cortes, sino que también condiciona el desarrollo de nueva generación y la entrada de inversiones.

Las obras definidas como prioritarias se adjudicarán mediante licitaciones públicas bajo la Ley de Concesión de Obra, un modelo que traslada al sector privado la responsabilidad de diseñar, construir, operar y mantener la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos.

El decreto establece que la Secretaría de Energía estará a cargo de conducir los procesos licitatorios —incluida la aprobación de pliegos, la evaluación de ofertas y la adjudicación—, mientras que el Ministerio de Economía actuará como autoridad de aplicación y control. Este diseño institucional busca acelerar los tiempos administrativos y ordenar un segmento que arrastra años de subinversión.

La iniciativa se inscribe en una estrategia más amplia para normalizar el funcionamiento del sector eléctrico y avanzar en ampliaciones largamente postergadas, en un contexto en el que la transmisión vuelve a ocupar un rol central en la agenda energética. En particular, el esquema de concesiones aparece como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala y reducir las restricciones que hoy afectan a usuarios, industrias y regiones productivas del país.

¿Qué fechas se estipulan para iniciar el proceso?

Semanas atrás, la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, le confió a Energía Estratégica que se espera lanzar  la licitación del proyecto AMBA I (la primera gran obra bajo el nuevo esquema) durante el primer cuatrimestre del 2026.

La obra forma parte de un ambicioso paquete de inversiones que redefinirán la infraestructura energética del país. AMBA I contempla más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión, que reforzarán la capacidad de abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires, donde se concentra cerca del 40% de la demanda eléctrica nacional.

El oferente que se adjudique el proyecto recuperará su inversión únicamente una vez que la obra esté concluida y operativa. A partir de allí, se prevé un ingreso tarifario proveniente de los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que se beneficien con la nueva infraestructura.

Además, una vez vencido el período de operación y mantenimiento, se proyecta que el concesionario transfiera las instalaciones al Estado Nacional a valor cero, y su administración podrá ser reasignada al transportista correspondiente.

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¿Qué pasará con el sector? Las prioridades pasan por dar continuidad a los procesos iniciados, garantizar seguridad jurídica y restablecer la confianza entre los actores del ecosistema eléctrico, siendo uno de los frentes más urgentes es la licitación por 1500 MW de nueva capacidad de generación y almacenamiento bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT).

Impulsada por el gobierno saliente, la convocatoria incluye principalmente tecnologías renovables y había quedado en suspenso durante el proceso electoral; por lo que la continuidad del proceso dependerá de que el nuevo Ejecutivo avance con la designación de autoridades técnicas en Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) y Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), dos organismos clave para destrabar inversiones.

En paralelo, el país enfrenta desafíos estructurales como la necesidad de modernizar redes, definir esquemas de contratación estables y garantizar marcos regulatorios predecibles.

Durante la campaña, Asfura se mostró a favor de una mayor apertura del mercado eléctrico, con propuestas centradas en la estabilidad regulatoria, autonomía institucional y expansión de la generación con renovables. Aunque no hubo definiciones específicas, el tono general de sus planteos fue interpretado por el sector como favorable al ingreso de inversión privada y alianzas público-privadas.

Cabe recordar que el referente del Partido Nacional de Honduras (PNH) contó con el apoyo de Donald Trump, quien pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa y a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Por tanto, Asfura sigue la línea liberal y si se mantiene ese enfoque, el nuevo gobierno apuntaría a activar un proceso de transición energética con mayor participación empresarial, lo que implicaría cambios en las condiciones de mercado y destrabar proyectos pendientes.

Honduras aún depende en gran medida de la generación térmica, pero cuenta con un potencial significativo en fuentes limpias como la solar y la eólica. Proyectos como el parque eólico Cerro de Hula, de más de 100 MW, muestran que existe capacidad técnica instalada y experiencia operativa, aunque todavía limitada frente a las necesidades futuras.

¿Por qué? El país avanzó a un ritmo más lento en el diseño de marcos normativos modernos y en la atracción de financiamiento internacional en comparación con otros países como Costa Rica, El Salvador o Guatemala. Sumado a que aún mantiene esquemas más tradicionales de contratación que requieren actualización si se toma en cuenta que vecinos de la región ya integran mercados regionales e implementan sistemas de subastas

Esto significa que para que la nueva administración logre posicionar a Honduras como un actor competitivo en el mapa energético regional, será clave acelerar definiciones. Solo así podrán materializarse los proyectos en carpeta y concretarse la transición energética.

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“Chile tiene un gran problema de sobreoferta, tenemos 40000 MW instalados para una demanda de apenas 10000 MW”, aseguró José Ignacio Escobar, CEO de Colbpun, exponiendo uno de  los principales dilemas que enfrenta hoy el país: la desarticulación entre la velocidad de crecimiento de la capacidad instalada y la lentitud con la que se expande la demanda eléctrica.

El ejecutivo hizo un llamado directo a las autoridades del nuevo gobierno en 2026: diseñar un plan de acción claro y urgente para reactivar el crecimiento y, con ello, la demanda eléctrica. 

“Ojalá que los primeros 100 días del nuevo gobierno se haga un plan claro, al callo”, propuso en el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, realizado el pasado 26 de noviembre.

Cabe aclarar que el pedido fue hecho semanas antes de que se definiera la segunda vuelta presidencial del 14 de diciembre, que consagró como presidente electo a José Antonio Kast.

“Sin inversiones no hay demanda, y sin demanda estamos repartiendo escasez, no abundancia”, sostuvo, enfatizando que otros países de la región crecen 3% anual en consumo eléctrico, mientras que Chile lo hace por debajo del 1%.

A este cuello de botella se suma un factor estructural: la permisología. Escobar advirtió que los procesos para autorizar grandes proyectos energéticos o industriales son excesivamente lentos en el país.

“En Chile recién los permisos los tienes en ocho años”, lamentó, contrastando con otros mercados donde esas autorizaciones demoran la mitad.

En su visión, esto frena el ingreso de industrias intensivas en energía, como la desalinización o los centros de datos, que serían clave para activar la demanda estancada.

Por eso, el directivo propuso avanzar en una reforma institucional profunda, que contemple la modernización del Consejo de Evaluación Ambiental (CEA), así como la agilización de los reglamentos que deben implementarse tras leyes ya aprobadas. Además, planteó revisar los órganos reguladores del sector eléctrico, buscando mayor independencia política y mayor capacidad de ejecución.

“Hoy en día en generación hay cuatro o cinco gremios. Es absurdo”, criticó, señalando que la fragmentación debilita la representación del sector ante el Congreso y el Poder Ejecutivo.

Por lo que, a su juicio, es urgente recomponer una hoja de ruta común, como la que existía en la década pasada con los escenarios energéticos consensuados que dieron lugar a las leyes clave en materia de renovables, transmisión y licitaciones.

Desde Colbún, el diagnóstico se acompaña con acción. La compañía inauguró recientemente Horizonte, el mayor parque eólico del país. Para acompañar la operación y mejorar la evacuación en zonas de alta congestión, se construye la subestación Don Eduardo, con impacto no solo en los activos propios, sino también en proyectos de otros generadores.

Asimismo, la firma explora soluciones de almacenamiento que permitan acomodar las rampas de generación solar y eólica al perfil real de consumo, integrando nuevas tecnologías sin desarticular la red. Escobar lo define como una “sinfonía perfecta”, donde cada tecnología juega un rol complementario, sin antagonismos entre renovables, térmicas ni baterías.

En paralelo, planteó que la transformación del sistema no se completa si los consumidores no perciben beneficios reales. “Hoy en día los clientes no están viendo los beneficios de la transición energética. Solo ven energía más cara y más insegura”, advirtió. Si bien reconoció que las emisiones del sector han caído 50% en la última década, remarcó que ese logro técnico no se traduce en tarifas más bajas ni en un servicio más confiable.

El cierre de su intervención fue un llamado de atención a toda la cadena de valor energética. Interpeló al público presente, en su mayoría ejecutivos del sector, con una pregunta: “¿Cuántos de ustedes tienen todavía gas licuado en su casa? ¿Cuántos aún tienen vehículos a combustión?”, lanzó. 

Para Escobar, la transición energética no puede quedarse en los discursos ni en la macroeconomía del sistema. Si los usuarios —incluidos los actores del propio sector— no adoptan cambios de consumo, la sobreoferta seguirá sin destino y el modelo será insostenible.

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Risen Energy reafirma su posicionamiento global al presentar dos de sus soluciones más avanzadas: el sistema de almacenamiento eTron 5.016 MWh y los módulos solares HJT de hasta 730 Wp.

Ambas tecnologías fueron protagonistas durante su participación en el PV Book 2025, destacando por su enfoque en eficiencia, confiabilidad operativa y bajo impacto ambiental, claves para los mercados utility y comerciales.

El sistema eTron, con una capacidad nominal de 5.015,96 kWh y potencia de 2.500 kW, integra refrigeración líquida con control inteligente en tres etapas, garantizando una diferencia de temperatura ≤ 2 °C entre módulos. Su arquitectura compacta de tipo back-to-back y shoulder to shoulder permite reducir en más del 46 % el área ocupada, optimizando espacio en proyectos de gran escala.

A nivel de seguridad, cumple con normas como UL9540A, GB/T 36276 y NFPA 855, e incorpora protección activa contra incendios, desconexión rápida y control de gases combustibles, superando los más altos estándares del sector.

En una entrevista previa con Energía Estratégica, el director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica de Risen, Andrés Pinilla, afirmó que “el almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un ‘sí o sí’”, al explicar el impacto de los precios cero y la saturación de nodos en redes renovables europeas.

“Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue”, manifiestó.

Tecnología de alta eficiencia y visión de integración global

En paralelo, los módulos HJT de Risen alcanzan más de 23,5 % de eficiencia y ofrecen hasta 730 Wp de potencia, con una degradación anual de solo 0,3 %, asegurando un 90,3 % de potencia después de 30 años.

Incorporan interconexión Hyperlink, células ultrafinas y conversión UV, tecnologías que evitan la degradación por radiación y mejoran la captación de luz. Además, su proceso de fabricación reduce el uso de plata y el consumo hídrico (200 t/MWp), lo que resulta en una huella de carbono de solo 376,5 kg eq CO₂/kWc, una de las más bajas del mercado.

Pinilla también sostuvo en esa entrevista que Risen no busca solo vender baterías, sino ofrecer un modelo integral con ingeniería, media tensión, EMS, financiación y acompañamiento: “Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad”.

Esta propuesta, remarcó, está diseñada para aportar valor con soluciones completas y adaptables a cada tipo de cliente.

Como parte de su visión tecnológica, la compañía proyecta nuevos módulos de hasta 850 Wp con configuraciones HJT tipo tándem y un despliegue acelerado de sistemas de almacenamiento tanto en Europa como en América Latina, donde ya mantiene acuerdos estratégicos y operaciones activas.

Con estos desarrollos, Risen Energy responde a los desafíos de un mercado cada vez más exigente y competitivo, ofreciendo soluciones energéticas de alta calidad, eficientes y sustentables, que acompañan el crecimiento de la generación renovable y garantizan estabilidad en la operación de redes eléctricas.

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Indira Cristina Portocarrero Ospina asume como directora de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), fortaleciendo la capacidad técnica del Estado para enfrentar los retos de la seguridad energética, la confiabilidad del sistema eléctrico y la transición energética en Colombia.

Ingeniera industrial y magíster en Estudios Políticos, Portocarrero cuenta con una trayectoria sólida en planeación, regulación y análisis territorial del sector minero-energético, caracterizada por la articulación entre el rigor técnico, la comprensión social y una visión regional que reconoce las realidades de los territorios.

Antes de asumir este cargo, se desempeñó como Jefe Territorial de la UPME y como Asesora Técnica de Planeación y Regulación en el Ministerio de Minas y Energía, donde participó en la formulación de políticas públicas, procesos interinstitucionales y proyectos estratégicos relacionados con energías renovables, bioenergía, transmisión eléctrica y gestión de la conflictividad social. Actualmente, es presidenta de la Junta Directiva de Centrales Eléctricas del Cauca S.A. (Cedelca).

Entre sus aportes más relevantes se destaca la articulación técnica entre la CREG, XM, la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, que permitió la liberación de 5 gigavatios de capacidad energética, equivalentes al 25 % de la generación eléctrica del país, habilitando la entrada de nuevos proyectos de energía limpia y fortaleciendo la confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

Su trayectoria también ha estado vinculada a procesos estratégicos como la consultoría para el fortalecimiento del rol del Estado en el mercado eléctrico regulado y la incorporación de criterios técnicos y socioambientales en el análisis del cierre de minas de carbón y el desarrollo de parques solares en el corredor de vida Cesar–Magdalena, en el marco de una transición energética justa.

La designación de Indira Cristina Portocarrero consolida una visión de planeación energética que reconoce que la energía no es solo infraestructura y regulación, sino también territorio, personas y dignidad, y reafirma el compromiso del Estado con un sector energético más inclusivo, sostenible y técnicamente sólido.

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Future Energy Summit (FES) confirmó su regreso a la Argentina en 2026 con su tercera edición. El encuentro se desarrollará los días 4 y 5 de marzo en la Ciudad de Buenos Aires y se realizará en un momento clave para el sector eléctrico argentino, atravesado por cambios estructurales que redefinen la lógica de precios, contratos y mecanismos de abastecimiento.

La realización de FES Argentina 2026 se apoya en la trayectoria consolidada del encuentro en ediciones anteriores y, especialmente, en el respaldo institucional que dejó FES Argentina 2025, donde durante dos jornadas se reunieron más de 500 líderes del sector energético. 

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Cientos de CEOs de empresas renovables, autoridades nacionales y provinciales, referentes tecnológicos y representantes de entidades financieras participaron de instancias de debate estratégico, networking de alto nivel y transmisiones en vivo, posicionando al evento como uno de los encuentros más relevantes de la región.

La edición 2025 contó con el acompañamiento de un amplio ecosistema de empresas líderes de la cadena de valor energética. Entre ellas se destacaron Huawei como partner Platinum, JA Solar, Secco y Seraphim como Diamond, junto a Trina Solar, Goldwind y Sungrow como Gold, además de numerosas compañías estratégicas que reflejaron la diversidad tecnológica, financiera e industrial del sector. 

Este respaldo empresarial reforzó el rol de FES como un espacio donde se discuten tendencias de mercado y se generan vínculos que impulsan nuevos proyectos de inversión.

Con ese antecedente, FES Argentina 2026 llegará en un escenario marcado por la reestructuración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), ya que el Gobierno argentino avanza en un nuevo esquema regulatorio que redefine las reglas para la generación y la comercialización de energía, con el objetivo de abandonar un modelo centralizado y administrado para dar paso a uno basado en señales reales de precios, mayor competencia y contratación directa entre las partes.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Este rediseño introduce cambios significativos en la forma en que se abastece el sistema eléctrico. El nuevo marco normativo otorga un rol operativo central al Mercado a Término (MAT), que pasa a ser un instrumento clave para la transición hacia un esquema más competitivo.

A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, lo que implica un traslado efectivo de las decisiones de compra y venta de energía al mercado.

En este contexto, las energías renovables adquieren un papel estratégico, tanto por su competitividad en costos como por su capacidad de integrarse a esquemas de contratación de largo plazo que aporten estabilidad al sistema.

La agenda de FES Argentina 2026 estará diseñada para abordar estos desafíos desde una mirada técnica y estratégica; por lo que los debates recorrerán aspectos regulatorios, innovación tecnológica, financiamiento de proyectos y proyección de largo plazo del sector eléctrico, con la participación de funcionarios de primer nivel y ejecutivos C Level de empresas líderes. 

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

De cara a la próxima edición en 2026, FES ya cuenta con el respaldo de Jinko Solar, Goldwind, GameChange, FMO y COARCO como partners confirmados, lo que anticipa un alto nivel de participación empresarial. 

Y como en cada edición, el encuentro volverá a destacarse por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas, desarrolladores y entidades financieras se congregan para avanzar en acuerdos que fomentan la transición energética en el país y en la región.

En un contexto de redefinición profunda del sistema eléctrico, Future Energy Summit Argentina 2026 se proyecta como una plataforma estratégica para comprender el nuevo escenario, anticipar tendencias y participar de las discusiones que marcarán el rumbo del sector energético argentino en los próximos años.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

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El sector eólico proyecta un crecimiento del 16% en su capacidad instalada antes de 2030, impulsado por los permisos recientemente adjudicados en convocatorias oficiales. La estimación surge de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), que considera que si se ejecutan los proyectos aprobados hasta ahora, México podría incrementar sustancialmente sus parques operativo de aquí al 2030.

“Si ahora tenemos casi 8 GW, con los permisos nuevos estaríamos aumentando nuestra participación en un 16% en los próximos tres o cuatro años”, proyectó Mauricio Herrera, director adjunto de la AMDEE.

El sector interpreta este repunte como la primera señal concreta de reactivación, tras años sin incorporaciones relevantes ni nuevos permisos. La convocatoria lanzada en octubre de 2025 por el Gobierno federal habilitó un proceso de resolución expedita que derivó en 18 proyectos aprobados, incluidos cinco parques eólicos por cerca de 900 MW, todos con un alto grado de avance técnico.

«Los requisitos y los tiempos para cumplirlos fueron bastante cortos. Si no estabas preparado, era difícil cumplirlos. Era para aquellos proyectos que ya tenían cierto nivel de avance. Entendemos que hubo un buen número de solicitudes, pero solo quienes tenían todo listo pudieron quedar”, manifestó Herrera.

Pese a sus limitaciones, el proceso marcó un punto de inflexión para un sector que llevaba años sin incorporaciones relevantes ni nuevos permisos.

Desde la AMDEE consideran que la medida no solo permitió destrabar proyectos detenidos, sino que también envió una señal política y técnica de reapertura hacia el capital privado.

Herrera considera que esta clase de iniciativas puede volverse un instrumento útil para agilizar la ejecución de parques que ya superaron etapas críticas. Pero subraya que el esquema debe consolidarse.

“Ya hoy conocemos cuál es el mecanismo. Los desarrolladores pueden irse preparando con la documentación y todo, para que cuando se dé precisamente la convocatoria, ya estén listos”, anticipó, en referencia a la nueva ronda prevista para finales de enero.

En ese sentido, valora positivamente los resultados obtenidos hasta ahora: “Cerca de un giga de capacidad eólica nueva es una muy buena noticia, definitivamente». 

Este avance se da en el marco de una transformación más profunda. Durante 2025 se materializó una reforma constitucional que redefinió el mercado eléctrico, estableciendo que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) debe conservar al menos el 54% de participación en el sector.

Esto dio origen a la nueva Ley del Sector Eléctrico, publicada en marzo, y a su complemento: la Ley de Planeación y Transición Energética.

Ambas normativas se consolidaron en octubre con la publicación de reglamentos técnicos e instrumentos operativos como la planeación vinculante, que establece qué tecnologías serán priorizadas, en qué regiones y bajo qué criterios.

“Este esquema nos indica cuál es la ruta a seguir: qué se debe hacer, qué tecnologías se van a implementar, dónde y cuándo”, resumió Herrera.

Con ese marco legal en marcha, el sector espera que las convocatorias continúen y se afiancen nuevas reglas de participación. Pero Herrera insistió en que el crecimiento depende de mucho más que autorizaciones puntuales. Aseguró que, si bien las señales del Gobierno son positivas, el desarrollo estructural del sistema sigue siendo insuficiente. El primer gran obstáculo es la capacidad de transmisión.

El referente de la asociación apuntó en la necesidad de que se concreten cuanto antes las inversiones previstas para ampliar la Red Nacional de Transmisión y la Red General de Distribución. También urge avanzar en la normativa de almacenamiento, una tecnología clave para dar confiabilidad al sistema y rentabilidad a los proyectos renovables. “

Va a haber una propuesta del CENACE con la metodología para el dimensionamiento de los sistemas de almacenamiento y su asociación con los proyectos renovables”, anticipó. A la espera de nuevas definiciones, el sector también observa con atención los proyectos híbridos, que aún no cuentan con regulación específica.

De cara a 2026, el sector anticipa que el proceso de transformación continuará. “La regulación no está completa”, advierte Herrera. Se esperan cambios en las reglas del mercado, actualizaciones sobre esquemas de remuneración y la publicación del nuevo Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico, que marcará los lineamientos a largo plazo del sistema y debería estar listo hacia mayo del próximo año.

Mientras tanto, existe una cartera de proyectos eólicos lista para activarse si se consolida el marco normativo. Tal como informó Energía Estratégica, la AMDEE identifica 30 iniciativas con predios definidos y acuerdos de renta de reserva, que en conjunto suman 5000 MW de capacidad.

“Esos treinta parques ya tienen definido un predio. Se tiene algún acuerdo con los dueños, ya sean privados o ejidales, y se está pagando una renta de reserva”, había señalado Héctor Treviño, director ejecutivo de la asociación. Su avance podría destrabar una inversión privada de más de 6500 millones de dólares.

“Esto viene en cascada”, concluyó Herrera. La industria ya comenzó a responder, pero para sostener el impulso necesita que las definiciones bajen desde la Constitución hasta los reglamentos técnicos y las reglas operativas del mercado. La señal ya fue dada; ahora, el sector espera continuidad.

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El próximo 12 de febrero en Madrid, se celebrará la cuarta edición del Future Energy Summit (FES) Iberia – Renewables & Storage 2026, el foro más importante de Hispanoamérica enfocado en energías limpias, almacenamiento e integración de tecnologías. 

Este encuentro marcará el inicio de la gira internacional 2026 de FES, que incluirá nueve eventos en mercados clave, posicionándose como una referencia global dentro del sector de las renovables y el almacenamiento. 

ENTRADAS DISPONIBLES

FES Iberia 2026 contará con una amplia participación de referentes institucionales, ejecutivos de alto nivel y líderes tecnológicos, quienes abordarán los desafíos y oportunidades que enfrenta la transición energética en un contexto de transformación industrial, geopolítica e inversión internacional.

Desde el sector institucional y gubernamental, se destaca la participación de Carmen López Ocón, Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, autoridad clave en el diseño de políticas públicas para la integración de las renovables en el sistema español. 

La acompañará Manuel Larrasa Rodríguez, Secretario General de Energía y Minas de la Junta de Andalucía, aportando una visión desde el ámbito autonómico, con foco en oportunidades regionales.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por parte de las utilities y generadores líderes, han confirmado su presencia Rocío Sicre, directora general de España en EDP Renewables, y Álvaro Pérez de Lema, CEO de Saeta Yield, quienes compartirán estrategias de expansión, modelos de inversión y evolución de portafolios. 

Del lado de las compañías tecnológicas y fabricantes, participará Andrés Hernando, CTO de Huawei, aportando perspectiva sobre digitalización, inteligencia de red y optimización de activos. También estarán Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, y Oscar Aira, Managing Director Europe & Latin America de GameChange, con foco en soluciones para utility scale y eficiencia operativa.

En el segmento de almacenamiento y soluciones BESS, se suman Domingo Jesús López Álvarez, Director General de Tera Batteries, y Enrique de Ramón, Global Head of Business Origination & BESS de Zelestra, quienes analizarán tendencias en almacenamiento a gran escala, integración en mercados mayoristas y valorización de servicios de flexibilidad.

ENTRADAS DISPONIBLES

Entre las empresas con presencia creciente en Iberia, se destaca Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix, junto a Angel Alegría, Head of Commercial de Schletter, y Arancha García, Chief Integration & Transformation Officer de Templus, quienes abordarán temas relacionados con implementación, operación y transformación del modelo energético.

En representación del ecosistema de negocios y financiación, participará Chema Zabala, Managing Director de Alantra Energy Transition, aportando análisis sobre tendencias de inversión, instrumentos financieros y proyectos bancables. Desde el sector asociativo, estará presente Raúl García Posada, Director de ASEALEN, aportando la mirada desde el autoconsumo y la generación distribuida.

La cobertura periodística estará a cargo de los periodistas Emilia Lardizábal y Gastón Fenés, de Energía Estratégica, medio especializado que sigue de cerca el desarrollo de los mercados energéticos en Europa y América Latina.

ENTRADAS DISPONIBLES

Como es habitual en cada edición de FES, se esperan espacios de networking intensivo, donde representantes de las principales compañías del sector energético regional y global avanzan en acuerdos comerciales, alianzas estratégicas y oportunidades de cooperación que potencian la transición energética en sus respectivos mercados.

Con más de 50 líderes confirmados, una agenda focalizada en el futuro energético y un entorno favorable para el diálogo multisectorial, FES Iberia 2026 consolidará una vez más a Madrid como hub de referencia en la evolución del sector energético internacional.

ENTRADAS DISPONIBLES

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Enel Generación Chile se quedó con la segunda licitación de suministro del 2025 Chile. La compañía fue la única adjudicataria por los 1470 GWh/año de la convocatoria para abastecer a los clientes regulados durante 2026, a un precio promedio de 98,699 US$/MWh.  

El diseño del proceso consideró un período de suministro de un año por un total de 1470 GWh/año, distribuido en dos zonas de suministro: Zona 2, con 298 GWh/año, y Zona 3,  con 1.172 GWh/año. Cada uno de los dos bloques zonales se encuentra compuesto, a su  turno, por tres bloques horarios, permitiendo una adecuada adaptación a las condiciones operativas del sistema eléctrico. 

Además, este consideró la aplicación del Mecanismo de Ajuste de Precio propio de las licitaciones excepcionales de corto plazo, herramienta que permite adecuar el precio horario del contrato en función de las condiciones reales de operación del sistema eléctrico, lo cual acota los riesgos para incentivar la participación y permite compartir costos y beneficios entre suministrador y cliente. 

La evaluación de las ofertas se realizó mediante un algoritmo que compara el Precio Nivelado de las propuestas, el cual corresponde al valor presente equivalente del precio ofertado, considerando su fórmula de indexación. Para ello, se utilizaron proyecciones públicas de índices de precios de combustibles provenientes del Short Term Energy Outlook de octubre de 2025, elaborado por la U.S. Energy Information Administration. 

El precio de reserva fue fijado en 129,108 US$/MWh, equivalente a 1,5 veces el componente de energía del Precio Medio de Mercado (E PMM) vigente al momento del  llamado. 

No obstante el precio adjudicado fue de 98,699 US$/MWh, la operación del Mecanismo de Ajuste podría implicar que el pago de los clientes resulte significativamente menor. Lo anterior se debe a que este Mecanismo de Ajuste modifica el precio que paga el cliente en  función del costo marginal del sistema y las proyecciones de operación del sistema eléctrico prevén bajos costos marginales promedios, que finalmente dependerán de las  condiciones hidrológicas y operativas de 2026.

En ese contexto, un total de 7 empresas presentaron ofertas el pasado 2 de diciembre, superando ampliamente la energía licitada: se recibieron 72 ofertas, por el equivalente a  2,5 veces la energía requerida. 

De acuerdo con el procedimiento definido, se seleccionó la combinación de ofertas que  minimiza el Precio Nivelado medio ponderado del conjunto de los bloques zonales y  horarios, asegurando simultáneamente el abastecimiento completo del suministro  licitado. 

El secretario ejecutivo (s) de la Comisión Nacional de Energía, Mauricio Funes, manifestó que “los resultados de esta licitación confirman la vigencia y eficacia de los mecanismos que establece la legislación eléctrica para asegurar el suministro en escenarios complejos, como el correspondiente al año 2026″.

«El inicio del suministro por parte de la empresa adjudicada en el corto plazo demuestra que el diseño institucional está operando adecuadamente y que existe un alto nivel de confianza de los actores del mercado en la certeza y confiabilidad del proceso”, agregó.

«La respuesta del mercado entrega una señal positiva, en un contexto que naturalmente está condicionado por las variables propias del mercado. Desde esa perspectiva, esperamos contar con un mix de contratos que permitan que los clientes accedan a energía a precios competitivos, tanto en el largo como en el corto plazo”, manifestó Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G.. 

«En esta licitación enfrentamos una demanda acotada, pero con una oferta que fue 2,5 veces superior y con  la participación de siete oferentes, lo que refleja claramente el interés del mercado. Si  bien como sector siempre privilegiamos soluciones de más largo plazo, esta primera  experiencia demuestra que el mecanismo funciona y entrega certezas tanto a los clientes  como al mercado. Finalmente, felicitamos a la empresa adjudicada por el resultado obtenido y agradecemos nuevamente a todos quienes contribuyeron al buen desarrollo  de este proceso”, indicó el gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel), Patricio Molina.

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 YPF Luz puso en marcha los primeros 100 MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo  desarrollo renovable de la compañía.

Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad  instalada de energía solar, que ahora alcanza los 200 MW, consolidando un avance decisivo en la  expansión de la generación renovable en Argentina.

El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una  inversión aproximada de USD 210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su  construcción. 

Este hito en la construcción llega después de superar con éxito todas las pruebas correspondientes, previas a la habilitación comercial. A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI.

Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas  funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía. 

«La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro  compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con  este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este  paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de  la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Características Técnicas de El Quemado 

• Ubicación: departamento de Las Heras, a 53 km de la ciudad de Mendoza.  • Factor de capacidad estimado: 31,4%. 
• Potencia instalada: 305 MW. 
• Inversión: USD 210 millones aprox.  
• 511.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
• Plazo total de construcción: 18 meses. La obra inició en enero de 2025. • Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en el pico de obra. 
• 87% empleos locales en etapa de obra. 
• Superficie: más de 600 hectáreas. 
• Interconexión: se conecta al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través  de una nueva estación transformadora de 220/33kV. 
• Beneficio energético: generará energía equivalente al consumo de más de 233.000  hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de  la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.  

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METLEN Energy & Metals concretó la venta de un gran segmento de su cartera chilena, que incluye cuatro proyectos con una capacidad solar operativa de 588 MW respaldados por sistemas de almacenamiento de energía de baterías (“BESS”) construidos y ubicados conjuntamente con una capacidad de 1610 MWh.

Esta transacción con GAC RS Chile II SpA, filial de Glenfarne Group, LLC (“ Glenfarne ”) forma parte del Plan Global de Rotación de Activos de METLEN. Con el cumplimiento de ciertas condiciones, la contraprestación total de USD 865 millones refleja las oportunidades de creación de valor que surgen en el mercado chileno, junto con nuestro rol integral en la operación de los proyectos de esta creciente clase de activos híbridos (fotovoltaicos y BESS coubicados).  

Evangelos Mytilineos, presidente de METLEN Energy & Metals, destacó la oportunidad que ofrece esta transacción: el proyecto solar y BESS ubicado conjuntamente allanará el camino hacia el Plan Global de Rotación de Activos de la compañía.

«Con nuevos proyectos desarrollados de forma híbrida, pero también mediante la hibridación de proyectos solares existentes, la Plataforma de Transición Energética de METLEN se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar esta oportunidad emergente y en crecimiento», señalaron desde la compañía.

Con motivo del cierre, Nikos Papapetrou, director ejecutivo de la Plataforma de Transición Energética y Renovables, declaró: «La finalización de esta histórica transacción demuestra nuestra sólida capacidad de ejecución en Latinoamérica, así como la singular capacidad de METLEN para ofrecer una propuesta de valor integral a la comunidad inversora en el marco de su Plan de Rotación de Activos».

«Dado que Chile es pionero en BESS de larga duración, estamos aprovechando nuestro conocimiento en desarrollo, diseño, ingeniería y construcción para generar valor a largo plazo en el cambiante panorama global de las energías renovables», agregó. 

«Con esta adquisición, Glenfarne aumenta la diversidad tecnológica de nuestra infraestructura al aumentar la capacidad de baterías y la diversificación geográfica y de ingresos. METLEN ha sido un socio excepcional durante toda esta transacción, y nuestro enfoque común en la seguridad energética y la sostenibilidad crea oportunidades de cooperación futura en los negocios de Glenfarne en América», complementó Brendan Duval, director ejecutivo y fundador de Glenfarne.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Empresa de Investigación Energética (EPE) publicaron el Folleto de Transmisión de Energía del Plan Decenal de Expansión Energética 2035 (PDE 2035).

El estudio presenta la proyección de inversiones previstas para la expansión del sistema de transmisión hasta 2035, lo que refleja la necesidad de abordar un sector en rápida transformación, marcado por el crecimiento de las fuentes renovables y la entrada de grandes cargas.

En este contexto, el estudio evaluó tres escenarios de expansión: un escenario de referencia, adoptado como base del Plan de Desarrollo Energético 2035 (PDE 2035), y dos escenarios alternativos, uno optimista y otro pesimista, con menor probabilidad de ocurrencia. En el escenario de referencia, se proyectan inversiones de aproximadamente R$ 120 mil millones en el sistema de transmisión para el año 2035.

Además de los resultados respecto a la expansión del sistema de transmisión, con la presentación de la evolución física de la red y proyecciones de inversión, el documento PDE 2035 también presenta otros temas relevantes relacionados con la planificación de la expansión de la transmisión, tales como:

(i) Datos sobre estudios de transmisión destacados: En este contexto, merece especial atención el estudio sobre la expansión de las interconexiones regionales, que dio como resultado la recomendación de implementar un bipolar de corriente continua con tecnología de Convertidor de Fuente de Voltaje (VSC), una solución sin precedentes en Brasil.

El nuevo bipolar ampliará significativamente la capacidad de intercambio entre regiones, reforzará la seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitirá el flujo de grandes volúmenes de generación renovable y posicionará al país a la vanguardia tecnológica en transmisión de energía. También son destacables los estudios enfocados en la atención de grandes cargas, como centros de datos y proyectos de producción de hidrógeno por electrólisis.

(ii) información sobre la evolución de las capacidades de intercambio entre las regiones geoeléctricas del SIN;

(iii) proyecciones sobre las inversiones potenciales a realizar por concepto de activos al final de su vida útil regulatoria;

(iv) un mapeo del número de contratos de concesión de activos de transmisión que expirarán en los próximos años; y

(v) consideraciones generales sobre la evolución de las Tarifas de Uso del Sistema de Transmisión – TUST.

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Hace pocos años, hablar de almacenamiento en Argentina era poco más que una expresión de deseo. Hoy, la oportunidad dejó de ser una promesa abstracta y empezó a plasmarse en proyectos concretos. 

Coral Energía, una de las principales adjudicatarias de la licitación AlmaGBA (100 MW de los 700 MW asignados) acumula 400 MW entre capacidad renovable contractualizada y en construcción, y se prepara para dar el próximo paso en un mercado en formación.

“La forma en la que se reestructura el mercado eléctrico argentino, además de la curva exponencial de baja de precio de las baterías, hará que el cruce se dé en 2026 o 2027 y creo que ahí hay una oportunidad para sistemas de almacenamiento”, apuntó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina

Esa mirada no surge del optimismo, sino del análisis técnico y de una apuesta estratégica concreta. Coral Energía fue una de las adjudicatarias más destacadas de AlmaGBA, con dos proyectos de 50 MW cada uno: BESS Pilar y BESS Parque, conectados a la red de Edenor y adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente. 

Esos 100 MW marcan el inicio de una operación híbrida, donde la empresa busca integrar generación renovable con baterías y capitalizar el aprendizaje en una transición de mercado.

“Hay una oportunidad en storage, es un sector creciente y creo que habrá peak shaving, arbitraje, un nicho nuevo dentro del mercado y hay jugadores nuevos. El mercado del storage es un mercado en formación en Argentina y creo que habrá oportunidad y solar + más storage va a crecer”, remarcó Álvarez.

Incluso, la compañía está atenta a nuevas convocatorias que podrían surgir en el corto plazo, ya que según fuentes del sector, Argentina se prepara para una nueva licitación pública de almacenamiento tras el éxito de AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires, que adjudicó más de 700 MW sobre los 500 MW inicialmente previstos. 

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la nueva licitación se lanzaría bajo la denominación AlmaSADI, y se proyecta que se limiten alrededor de 500-600 MW de sistemas BESS para reemplazar generación forzada en distintos puntos del país. Por lo que esta licitación representaría un paso más en la consolidación de un mercado de almacenamiento aún en formación. 

A pesar de este impulso, el especialista identificó dos restricciones estructurales que han limitado históricamente el avance de las renovables: la capacidad de transporte del sistema interconectado y el acceso a financiamiento bancable. 

Mientras la primera requiere inversiones en infraestructura con plazos de entre cuatro y ocho años desde la licitación hasta la certificación, la segunda tiene un componente más sistémico.

“El mercado argentino se está transformando, tratando de lograr el modelo de los años 1990, de contractualización de toda la demanda”, observa el directivo. No obstante, explicó que dentro de este proceso emergen sujetos de crédito con diferente perfil, lo que puede dificultar el financiamiento.

“Hay sujetos de crédito interesantes y otros que no lo son, como por ejemplo las distribuidoras y cooperativas, a las que les costará ser bancables”, detalla. Por eso, considera urgente generar un mecanismo de respaldo que permita que estos actores puedan acceder a financiamiento competitivo. 

Ley de Transición Energética: hoja de ruta necesaria

Bajo este panorama, se impulsa un proyecto ley de transición energética como instrumento para destrabar el financiamiento internacional bajo condiciones competitivas, ya que le permitiría al país acceder a líneas de financiamiento climático con tasa subsidiada y plazos extendidos, algo fundamental en el actual contexto de restricciones económicas.

“La única forma de acceder en el corto o mediano plazo a financiamiento a tasa subsidiada a periodos más largos, es el financiamiento climático. Y para poder acceder a eso hace falta una ley de transición con una hoja de ruta asociada”, insistió el directivo.

“Se lo presentamos al gobierno como una oportunidad de negocio, de generación de empleo, de prevenir barreras para-arancelarias, de descentralización y diversificación”, señaló.

En esa línea, agrega un punto clave: “Además, pondría el acento en un recurso de mercado que tiene que desarrollar para que sean financiables las cooperativas y las distribuidoras”.

Sin ese enfoque, advierte, quedará fuera de la transición un sector del país con gran potencial de abastecimiento renovable pero sin acceso al financiamiento necesario para concretarlo.

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“Tenemos que avanzar rápidamente en una reforma del sistema de tarificación eléctrica, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, planteó con contundencia el CEO para Sudamérica de Acciona Energía, Jaime Toledo, en el marco del encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile).

“Hoy día tenemos del orden de un 40% de generación con costo variable cero, es decir, energía renovable. Y esa forma de tarificar tiene un problema: no logra alcanzar la rentabilidad que se requiere para seguir desarrollando y desplegando renovables”, manifestó.

El ejecutivo señaló que el sistema tarifario actual, concebido hace 43 años, fue diseñado para rentabilizar generación hidráulica y termoeléctrica, pero que hoy resulta obsoleto frente al avance de tecnologías limpias. 

Asimismo, la aparición del almacenamiento en el mercado consolida aún más la necesidad de modificar las reglas del juego, ya que sin una actualización regulatoria profunda, las inversiones clave para la descarbonización del sistema se verán frenadas.

En ese sentido, destacó el anuncio reciente de Acciona Energía sobre la construcción de un sistema de almacenamiento de 1 GWh en su complejo fotovoltaico Malgarida (238 MWp) en el desierto de Atacama, como una muestra del compromiso de la compañía, pero también como ejemplo del tipo de proyectos que requieren un marco normativo claro y estable para concretarse.

Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp). 

A ello se agrega que la compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5 GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en el país.

Distorsiones del mercado y el peso económico de las térmicas

Pese al avance en nuevas soluciones como el almacenamiento a gran escala, el directivo advirtió que el sistema eléctrico chileno sigue operando bajo distorsiones significativas que afectan su eficiencia y sostenibilidad.

Toledo enfatizó en que, si el país no avanza con rapidez en este tipo de definiciones, seguirá dependiendo estructuralmente de fuentes fósiles y tecnologías contaminantes, incluso en condiciones donde las energías limpias podrían cubrir una mayor proporción de la demanda, dado que «se distorsiona el mercado de potencia».

El CEO también apuntó contra los altos costos operativos generados por la necesidad de mantener encendidas centrales térmicas, muchas veces solo por motivos técnicos.

“En 2024, las operaciones forzadas por seguridad y mínimo técnico de las centrales termoeléctricas le costaron al país 298 millones de dólares. Y solo en lo que va de 2025, ya se llevan 220 millones de dólares en este tipo de gastos”, afirmó.

Para reemplazar progresivamente estas unidades, Toledo propuso avanzar decididamente en tecnologías con capacidad de “grid forming”, que permitan dar soporte a la red sin necesidad de recurrir a generación fósil en horarios nocturnos o durante inestabilidades del sistema.

“El grid forming te permite dar inercia sintética. Hoy tenemos que tener máquinas térmicas quemando combustibles fósiles para dar estabilidad en la red. Eso quita espacio a las renovables y tiene un alto impacto económico, medioambiental y social”, explicó y aclaró que la tecnología ya existe, pero aún no están definidas las reglas en Chile para su implementación efectiva.

Por ello, hizo un llamado directo a los organismos reguladores: “Necesitamos definir cuanto antes el anexo técnico de la norma de seguridad y calidad de servicio que establezca los estándares de respuesta, tamaños y performance de las baterías con grid forming”.

 “La única forma de ir bajando las cuentas de la luz y hacer que la transición energética llegue a los hogares de los chilenos, es con más almacenamiento, más transmisión y más renovables”, enfatizó.

En esta línea, llamó la atención sobre la necesidad urgente de ampliar la infraestructura de transmisión eléctrica, no solo para evitar los niveles récord de vertimiento, sino también para asegurar que la inversión en generación limpia tenga sentido económico.

La entrada CEO de Acciona abre el debate: ¿Está preparado el sistema tarifario de Chile para desplegar más renovables y storage? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó oficialmente la segunda convocatoria del Programa de Incentivos a Proyectos Innovadores de Energías Renovables y Almacenamiento, con un presupuesto total de €202.500.000.

Financiada por el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la Unión Europea (NextGenerationEU), la medida busca acelerar la transición energética a través de tecnologías emergentes y soluciones de almacenamiento energético. 

El presupuesto se reparte en cinco grandes líneas de actuación: La agrovoltaica será la tecnología con mayor financiación (€75 millones), segmentados entre sistemas intercalados con el cultivo (€20 millones), con estructura sobre el cultivo (€15 millones) y con estructura elevada (h > 4 m), que concentra €40 millones.

En segundo lugar, el autoconsumo colectivo con participación de consumidores vulnerables recibirá €40,5 millones; le siguen los proyectos de integración de renovables en infraestructuras (con posibilidad de incluir energía eólica, solar o hidráulica), con €40 millones, las bombas de calor renovables, con €30 millones, y finalmente, la fotovoltaica flotante, que dispondrá de €17 millones.

El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.

En este contexto, Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, confirmó recientemente que el organismo activará una nueva batería de convocatorias orientadas a almacenamiento, renovables y cadena de valor industrial, en la recta final del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), cuyo plazo culmina en agosto de 2026. 

Además de las ayudas ya anunciadas, la funcionaria adelantó que se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, así como para el fortalecimiento de la cadena de valor renovable, orientada a la fabricación nacional de equipos y componentes de tecnologías limpias.

También se impulsarán soluciones térmicas, como redes de calor y frío, y la sustitución de combustibles fósiles por fuentes renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.

En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable y eficiente. Y cabe recordar que el IDAE lanzó ayudas por €77 millones para 62 proyectos agrivoltaicos, que deberán incorporar sensores, parcelas testigo y un sistema de seguimiento técnico de cinco años.

Además, el Ministerio de Agricultura abrió una consulta pública para incluir esta tecnología en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC). Sin embargo, el reto continúa siendo su articulación con las ayudas agrícolas tradicionales.

En línea con esto, el IDAE ya ha avanzado en otras líneas de apoyo a proyectos a gran escala, como las adjudicación de 10GWh a empresas del sector en el marco del programa FEDER. 

La medida también busca fortalecer la cadena de valor europea, por lo que el instituto señala que se valorará la utilización de equipos diseñados y fabricados en la UE, así como la cooperación con centros de investigación y universidades.

En proyectos agrovoltaicos, se requerirá la entrega anual de una memoria técnica durante cinco años, que evalúe el rendimiento agrícola y energético de la instalación.

¿Cómo sigue el proceso?

El plazo para presentar solicitudes comenzará el 14 de enero de 2026 a las 12:00 horas y finalizará el 19 de febrero de 2026 a la misma hora. Las postulaciones deberán realizarse exclusivamente a través de la sede electrónica del IDAE, con la documentación técnica, financiera y administrativa que exige la normativa.

Las ayudas se otorgarán bajo un régimen de concurrencia competitiva, con subvenciones a fondo perdido y criterios de evaluación técnica y estratégica. Podrán participar como beneficiarios empresas, agrupaciones de entidades, cooperativas, administraciones públicas y otros actores que cumplan con los requisitos establecidos en las bases reguladoras. Se admitirán múltiples solicitudes por beneficiario, siempre que no se superen los límites máximos establecidos por proyecto y por entidad.

Los proyectos seleccionados deberán ejecutarse como máximo hasta el 30 de junio de 2030, lo que brinda un horizonte de planificación a largo plazo y refuerza la apuesta del IDAE por un modelo energético innovador, sostenible y descentralizado.

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La entrada IDAE lanza fondos por €202,5 millones para renovables innovadoras y almacenamiento: ¿Quiénes podrán acceder? se publicó primero en Energía Estratégica.

México publicó los resultados de la Convocatoria de Proyectos Privados de Generación 2025 y adjudicó más de 3 GW renovables y 1257,4 MW en sistemas de almacenamiento a 14 empresas. El proceso, liderado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), adjudicó 20 proyectos a empresas privadas, aunque dos de los postulantes desistieron posteriormente, según informó el organismo regulador.

La convocatoria atrajo a una amplia base de inversores internacionales, destacando la participación de grupos energéticos de España, Dinamarca, Francia, Canadá y México. Y entre los adjudicatarios figuran firmas Iberdrola, Idea Energía, Sunstone Power, Copenhagen Infrastructure Partners, Dhamma Energy, Revolve Renewable Power y Gemex, entre otras. 

Sunstone Power, financiada por el fondo danés Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), lidera el paquete adjudicado. La compañía desarrollará dos proyectos en Campeche: La Alegría (694,2 MW) y La Esperanza (350,7 MW). Ambos proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de 313,4 MW (1280 MWh) y 156,7 MW (640 MWh), respectivamente, lo que posiciona a la firma como el mayor adjudicatario tanto en generación renovable como en baterías, con más del 30% del total nacional adjudicado en sistemas de almacenamiento.

Entre los adjudicatarios también se destaca, Green Park Energy, S.A. de C.V., filial de Iberdrola, que recibió aprobación para dos plantas fotovoltaicas: Tecozautla (122,3 MW) en Hidalgo y El Toro (107 MW) en Guanajuato. Ambas incluyen almacenamiento: 31,3 MW y 29,7 MW, respectivamente. 

Cabe recordar que hace unos meses Cox Energy anunció la compra de Iberdrola México por 4.200 millones de dólares, operación que abarca 2.600 MW de capacidad instalada, con 1.232 MW renovables, y una cartera en desarrollo de 12 GW, además de la principal suministradora eléctrica del país con 25% de cuota de mercado y más de 500 grandes clientes.

Por su parte, Dhamma Energy México, parte del grupo DH2 Energy, adjudicó tres proyectos solares en Hidalgo: Saturno Solar (155,7 MW), Akuwa Solar (130,8 MW) y Delfín Solar (172,8 MW). Estos proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de 50,3 MW, 42,2 MW y 55 MW, respectivamente. En total, representan 459 MW de capacidad fotovoltaica y 147,5 MW de baterías.

Alten Energías Renovables México Once, S.A. de C.V., fue adjudicada y desarrollará el parque fotovoltaico Alten Hidalgo (113,3 MW) en el estado de Hidalgo, con un sistema de almacenamiento de 31,3 MW. La empresa, de origen europeo con presencia en México desde hace más de una década, refuerza así su portafolio de activos solares en el país, apostando por soluciones híbridas para reforzar la estabilidad de la red.

Completando el bloque de adjudicatarios solares, Energía Solar Herrera, S.A. de C.V. desarrollará una planta fotovoltaica de 231 MW en Puebla, que sumará 60,3 MW en baterías. CGS Solarmex I, S.A.P.I. de C.V. pondrá en marcha el proyecto CFV CGS (108,9 MW) en Zacatecas, con almacenamiento de 29,6 MW. 

Mientras que, Global Solar America 2, S.A.P.I. de C.V. ejecutará Global Hidalgo 2 (108,7 MW), también en Hidalgo, con 28,8 MW en baterías. En Tamaulipas, Solarig, a través del nombre fantasía Tamesí Solar, construirá una planta fotovoltaica de 122,5 MW, con 36,2 MW en sistemas de almacenamiento. 

Finalmente, Gemex, mediante su nombre fantasía Martil Solar, S.A. de C.V., impulsará el proyecto Piedras Negras (147 MW) en Veracruz, con una solución de almacenamiento de 36,2 MW.

En el segmento eólico, Elecnor, mediante Vientos de Panabá, S.A. de C.V., desarrollará el parque Panabá 1B (252 MW) en Yucatán, que incluirá un sistema de baterías de 102,1 MW. También en Yucatán, Eólica Dzilam impulsará el proyecto Dzilam (120 MW) con 48,6 MW en almacenamiento.

 En Oaxaca, Zapoteca de Energía construirá la central Zapoteca (200 MW), con 69,8 MW en baterías. Desde Tamaulipas, Revolve Renewable Power desarrollará El 24 (130,5 MW) con 54,2 MW de almacenamiento, mientras que en Quintana Roo, la empresa española Idea Energía, asociada a Eólica del Rocío, S.A. de C.V., ejecutará el híbrido Vientos del Caribe (208 MW) con 81,7 MW en baterías.

Todos los proyectos tienen fechas estimadas de entrada en operación entre 2027 y 2029, aunque tres proyectos destacan por su puesta en marcha prevista para diciembre de 2027: Central Energía Solar Herrera (231 MW) en Puebla, FV Tecozautla (122,3 MW) en Hidalgo y El Toro (107 MW) en Guanajuato. El resto comenzará operación progresiva a partir de 2028, marcando una nueva etapa de despliegue renovable en el país. Según lo adelantado por la CNE, una nueva convocatoria está prevista para enero de 2026.

La entrada ¿Quién es quien? Las empresas detrás de los 3,3 GW renovables y 1,2 GW en baterías adjudicados en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Un nuevo hito marca el avance de Trina Storage en Latinoamérica. La división especializada en almacenamiento energético de Trina Solar ya entregó 1,2 GWh de sistemas BESS en Latinoamérica y se prepara para otra ola de contratos con una nueva solución: Elementa 3. 

“Para el 2026 tenemos 2,8 GWh de proyectos firmados. Es decir que para fines de dicho año tendremos 4 GWh de proyectos operando, con lo cual estaremos entre los tres o cuatro primeros a nivel LATAM. Y para 2027 tendremos alrededor de 7-8 GWh operando”, resaltó Vicente Walker, jefe de Trina Storage para Latinoamérica y el Caribe de Trina Solar.

“Además, ya lanzamos la nueva generación Elementa 3 y estamos cerrando los primeros negocios en LATAM para entregar a finales del próximo año”, agregó durante una entrevista destacada en el marco del encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

El Elementa 3 ofrece 6,25 MWh de capacidad por contenedor de 20 pies, incorporando el bloque AC y el PCS en media tensión. Esta nueva configuración permite optimizar el CAPEX, el diseño del sitio (layout), la ocupación del terreno (footprint) y los costos asociados al balance de planta (BOP).

“Al final todo el proyecto es más eficiente para el cliente y con optimizaciones de performance”, señaló Walker, al destacar que esta mejora responde a las crecientes exigencias del mercado tanto en términos económicos como técnicos.

Reviva la entrevista completa con Vicente Walker de Trina Storage: https://youtu.be/I9mTwdXmSbk

La compañía ya cerró acuerdos importantes en Chile, país pionero en la materia y donde Trina no solo instaló su headquarter regional, sino que desarrolla los proyectos más grandes de su portafolio, como un BESS stand-alone de 1,2 GWh y otro sistema híbrido de 800 MWh junto a una planta solar. 

En paralelo, Argentina se ha posicionado como otro mercado estratégico tras el éxito de la licitación AlmaGBA, que adjudicó más de 700 MW BESS por 5hs (sobre los 500 MW inicialmente previstos) lo que se traduce en alrededor de 3,5 GWh de almacenamiento.

“Ya firmamos casi 1 GWh de los proyectos ganadores en AlmaGBA y esperamos cerrar uno o dos centrales más, por lo que superaremos el tercio de lo adjudicado”, reveló el especialista

Y de cara a 2026, la empresa se mantiene atento a las nuevas licitaciones para proyectos híbridos o stand-alone que se prevén o están en marcha en Argentina, Brasil, Honduras, Guatemala, República Dominicana y otros países del Caribe, apoyando desde las primeras etapas a generadoras y empresas EPC para que presenten proyectos competitivos. “Ese es nuestro mejor negocio”, enfatizó Walker.

Tecnología grid-forming y mayor longevidad de las baterías

Una de las apuestas de Trina Storage es ofrecer sistemas preparados para los nuevos marcos regulatorios que se discuten en la región. La capacidad de grid-forming, que permite a los sistemas BESS aportar estabilidad a la red, servicios complementarios y regulación de frecuencia, ya está incorporada en los proyectos que entrega la empresa.

“Todos los países están discutiendo los nuevos reglamentos de grid-forming para darle estabilidad a la red” afirmó Walker, destacando que esta funcionalidad será clave para viabilizar financieramente nuevos desarrollos.

“Y, de hecho, todos los proyectos BESS que estamos entregando, ya vienen  con capacidad de grid-forming”, agregó, haciendo alusión a que con soluciones avanzadas como el Elementa 3 y una red de proyectos repartidos en los principales mercados del continente, la compañía se posicionará aún más para liderar el crecimiento del almacenamiento energético en LATAM hacia los próximos años.

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Gonzalo Feito, director para la Región Andina, Caribe y México de Sungrow, realizó un llamado a los fabricantes del sector tecnológico para que asuman un rol activo en la estabilidad de los sistemas eléctricos de la región.

“Podemos dar sincronismo a la matriz energética”, apuntó durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que se celebró en la ciudad de Santiago, Chile.

“Ahora mismo, los tecnólogos y los fabricantes somos los responsables de brindar una estabilidad para la incertidumbre que tienen los coordinadores y entidades regulatorias. Generar tranquilidad y ayudar a redactar normas, que es lo que estamos haciendo ahora”, remarcó Feito, al destacar que las empresas del sector deben involucrarse directamente con los reguladores para acompañar el avance normativo del almacenamiento y los sistemas híbridos.

El ejecutivo explicó que el mercado chileno reaccionó al curtaiment —producto de las limitaciones en la capacidad de transmisión— mediante la incorporación progresiva de sistemas de almacenamiento a plantas solares existentes. Esta respuesta táctica ha evolucionado hacia una nueva generación de proyectos que integran almacenamiento desde la etapa de diseño.

“A día de hoy ene el país ya estamos construyendo parques híbridos 100% solar y almacenamiento”, aseguró.

Según Feito, este tipo de desarrollos está impulsando un cambio de paradigma en la región, en el que el almacenamiento comienza a seguir la misma curva de la fotovoltaica: mayor eficiencia y menores costos.

“Estamos muy focalizados en meter en la misma superficie más y más densidad energética. Tenemos que mantener la misma calidad, pero siendo más competitivos. Esto ya lo hemos vivido en la energía solar, donde pasamos de precios de CAPEX muy altos a una energía extremadamente competitiva”, analizó.

A partir de esa visión, la compañía ha consolidado una base sólida de proyectos en operación. Durante su intervención en FES, Feito destacó que Sungrow ya acumula 5 GW suministrados de inversores solares y 10 GWh de almacenamiento en la región, de los cuales 3,1 GWh están en operación comercial (COD), 3 GWh en etapa de comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026. 

En paralelo, la empresa continúa ampliando su presencia regional con proyecciones firmes para Perú, donde tiene asegurados 900 MWh para el año próximo, y una operación estable de 500 MWh anuales en Colombia. En México, Sungrow apuesta a que se convierta en la próxima gran potencia renovable del continente, tal como anticiparon desde su equipo directivo.

Respecto de Argentina, Feito valoró el potencial del mercado, especialmente a partir de la licitación piloto que se desarrolló en la provincia de Buenos Aires, aunque adviertió que aún persisten desafíos estructurales. 

Al mismo tiempo, subrayó que el riesgo país sigue siendo una barrera para los fabricantes internacionales: “Creo que debería poco a poco mejorar el riesgo país, sobre todo para que los fabricantes extranjeros tengan garantías de los pagos, garantías de que vamos a poder sacar de ahí los dólares”.

Además, Sungrow lanzó recientemente en Chile su nueva solución PowerTitan 3, orientada a aumentar densidad y eficiencia en proyectos de almacenamiento de gran escala. Según datos revelados por la compañía al portal, mantiene 4,8 GW en ejecución en el país, lo que refuerza su compromiso de largo plazo con el mercado chileno.

A nivel de estructura operativa, la firma cuenta con 96 personas en su equipo solo en Chile y más de 50 profesionales dedicados exclusivamente a operaciones y mantenimiento, lo que le permite acompañar a los clientes durante todo el ciclo de vida de los proyectos. Esta capacidad de soporte ha sido clave frente a los nuevos requisitos de financiamiento. 

“Muchos clientes van con pre-financiación, y los mismos nos están pidiendo ir con ellos hasta el último día de la vida útil. Nos piden asumir cierta exposición como fabricantes”, precisó Feito.

En el plano tecnológico, más del 40% de la plantilla global de Sungrow está dedicada a innovación, con más de 3.000 patentes registradas. La compañía ofrece un portafolio completo que incluye inversores string, equipos centrales modularizados y soluciones de almacenamiento totalmente integradas, validadas con estándares internacionales.

Con foco en bancabilidad, soporte local, reducción de CAPEX y participación normativa, Sungrow apuesta a consolidarse como un actor clave en la transición energética regional. 

“Nuestro desafío es aportar estabilidad, construir confianza y ayudar a definir las reglas del juego que permitan al almacenamiento y la hibridación convertirse en la nueva normalidad”, concluyó.

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El sector renovable en el Cono Sur enfrenta una nueva etapa de madurez. Con proyectos cada vez más grandes, diversos y técnicamente exigentes, ya no alcanza con mover equipos: hoy se impone una logística pensada como arquitectura operativa del proyecto. Así lo entiende Robinson Group, que a través de Mercomar, despliega un enfoque que anticipa esta transformación.

“Los proyectos que vienen exigirán más planificación logística, ingeniería y ejecución en simultáneo”, señaló Nicolás Marty, regional sales executive de Mercomar, en diálogo con Energía Estratégica. 

Esta afirmación no es una expresión aspiracional: es el resultado directo de lo que los desarrolladores y EPCistas ya enfrentan en campo. Con la mirada puesta en el horizonte 2026, desde la compañía proyectan un escenario donde la demanda logística seguirá creciendo, pero también aumentará la presión sobre el cumplimiento operativo. Cada MW instalado necesitará ser acompañado por una cadena logística sólida, flexible y profesionalizada.

En ese marco, Mercomar estructura sus operaciones para apoyar desde el inicio el diseño de la cadena logística. “La logística óptima se construye temprano”, enfatizó Marty. Esto implica integrarse desde la ingeniería del proyecto y coordinar hitos con las áreas de compras, obra y proveedores estratégicos.

La empresa ofrece servicios como freight forwarding internacional, Project Cargo, chartering marítimo y aéreo, ingeniería de ruta, permisos y escoltas, izajes especializados, planificación de acopios y gestión aduanera integral, con un foco específico en cargas sobredimensionadas, pesadas o críticas en plazos. Pero más allá de los servicios, la diferencia está en el enfoque de combinar ingeniería y ejecución, con planificación por hitos, contingencias reales y control documental. 

Esta visión se vuelve vital en un contexto donde los atrasos no solo encarecen, sino que comprometen directamente la secuencia de montaje, el uso de grúas y las penalidades contractuales. Por eso, la firma trabaja con un modelo de entregas “site-ready”, sincronizadas con el ritmo real de la obra, y basadas en validaciones técnicas previas: pesos reales, embalajes, secuencias de descarga y nodos logísticos alternativos.

Con experiencia regional en movimientos de componentes críticos, Mercomar ha gestionado transformadores de hasta 230 toneladas y embarques sensibles a cronogramas. En este tipo de operaciones, lo determinante no es solo el transporte, sino la ingeniería de ruta, la coordinación de permisos y la ejecución segura de las maniobras con izajes adecuados. A esto se suma el diseño de rutas alternativas y seguimiento en tiempo real, especialmente en contextos de alta volatilidad.

Los cuellos de botella regionales refuerzan esta necesidad de anticipación. En Argentina y países vecinos, la infraestructura vial para cargas especiales, los tiempos de frontera, la congestión portuaria y la disponibilidad de patios aptos se convierten en variables inestables. 

“Las mejoras urgentes pasan por corredores habilitados, accesos logísticos preparados para sobredimensionados, y una estandarización de procesos en nodos críticos”, precisó el regional sales executive de Mercomar.

Por eso, más que mitigar riesgos, el objetivo es diseñar rutas operativas resilientes desde el día uno. Entre los principales riesgos a evitar, identifica variabilidad de itinerarios internacionales, permisos viales impredecibles, congestión, recursos críticos como grúas o escoltas y demoras documentales. La respuesta es una: planificación realista y buffers diseñados hito por hito, no genéricos.

“La logística no puede pensarse como un servicio accesorio: tiene que estar integrada al diseño del proyecto” señaló el entrevistado.

Tecnología y visibilidad: el nuevo estándar operativo

Anticiparse no es solo un tema de experiencia: es un tema de información y consolidar la operación con un fuerte respaldo tecnológico que permita visibilidad integral y trazabilidad total. 

Entre las herramientas clave se encuentra el Track & Trace por hitos, con reportes periódicos, evidencias y seguimiento sobre desviaciones. A esto se suma un repositorio documental único por proyecto, con control de versiones y trazabilidad de documentación técnica, aduanera y operativa. Los KPIs operativos permiten monitorear cumplimiento OTIF, causas de demoras, tiempos por etapa y performance de la última milla.

Además, el uso de históricos permite anticipar desvíos del ETA y tomar decisiones tempranas sobre permisos, rutas o ventanas logísticas, evitando que una demora se traduzca en una paralización de obra. “Esto reduce fricciones entre supply chain y obra, y baja el riesgo de costos ocultos por esperas, retrabajos y reprogramaciones”, destacó Marty.

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Perú está ejecutando una estrategia internacional para atraer inversiones de Estados Unidos, Europa y Asia en proyectos de energías renovables y almacenamiento, según confirmó Daniel Ignacio Córdova Espinoza, director de Promoción de Inversiones de PromPerú. 

“Estamos trazando una estrategia bastante agresiva para identificar empresas en estos mercados y brindarles información detallada sobre las oportunidades de inversión que existen en Perú”, aseguró el directivo durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile, donde PromPerú presentó la hoja de ruta con la que busca dinamizar el ingreso de capital extranjero, especialmente en un contexto en que el país se encuentra en transición hacia una economía más limpia.

La iniciativa contempla acciones personalizadas con empresas extranjeras interesadas, acompañamiento directo desde la fase de exploración hasta la concreción de proyectos.

“Queremos mostrar las oportunidades de generación solar en la costa sur y norte, energía eólica en zonas estratégicas, geotérmica en el sur y biomasa en la Amazonía”, detalló Córdova Espinoza.

Desde el Estado, la estrategia se despliega de manera interinstitucional. La Presidencia del Consejo de Ministros lidera el proceso junto con el Ministerio de Energía y Minas, el Ministerio de Comercio Exterior y Turismo, ProInversión y PromPerú. El objetivo es integrar capacidades para identificar, promover y facilitar inversiones que contribuyan a diversificar la matriz energética y acelerar la transición energética en el país.

“También ha estado apuntando a la inversión que llegó a Argentina, Chile, en cierta medida a Bolivia, para que también puedan ver esas oportunidades que hay por el lado de generación de energía solar, por ejemplo en el sur del país, en la costa sur, en la costa norte con el potencial de energía eólica”, apuntó. 

Actualmente, Perú registra un crecimiento económico en torno al 3%, pero desde PromPerú proyectan que esta cifra aumente a 3,5% y supere el 4,5% en el mediano plazo, impulsada por reformas estructurales, incentivos tributarios y la agilización de procedimientos administrativos. En este escenario, se prevé una expansión sostenida de la demanda energética, lo que exige ampliar la capacidad de generación y almacenamiento para acompañar el desarrollo de los sectores productivos.

Sin embargo, Córdova Esponiza apuntó que el principal desafío del sector es que la regulación avanza más lento que la promoción, lo que representa un riesgo para la competitividad del país en el escenario regional. 

“La parte regulatoria no puede quedar atrás. Es un factor crítico y estamos haciendo un esfuerzo por ponernos al día, sobre todo en lo que respecta al almacenamiento energético”, advirtió. 

Entre los avances recientes se destaca la Ley 32.249, que constituye una base para la regulación del almacenamiento energético, aunque aún persisten vacíos legales que deben resolverse para brindar certeza a los inversores. Además, señaló la necesidad de un planeamiento integral de las líneas de transmisión, que esté alineado con la localización de proyectos renovables y el crecimiento de la demanda.

“Hay que clarificar la normatividad para que esté acorde al potencial de cada sector, y evitar que la regulación llegue tarde frente a tecnologías que avanzan muy rápido”, planteó.

Otro componente clave que destacó es el de los contratos: “fomentar el resurgimiento de los contratos privados es clave para facilitar el financiamiento y generar un entorno más atractivo para la inversión.

Si bien Perú partió con cierto retraso frente a otras economías de la región, hoy despliega una estrategia activa para capitalizar la transición energética, integrando promoción, regulación e infraestructura.

“La demanda va a estar ahí. Lo que corresponde ahora es allanar el campo por el lado regulatorio para facilitar ese cambio”, concluyó Córdova Espinoza.

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En el corazón de Riviera Maya en Cancún, Breathless Riviera Cancún Resort & Spa ha emprendido un viaje pionero hacia la sostenibilidad. Mediante la implementación de una estrategia integral de gestión energética, el resort no solo ha reducido su huella de carbono, sino que también ha recortado significativamente los costos operativos, estableciendo un nuevo estándar para la hotelería ecológica.

Este proyecto refleja el valor de una colaboración estratégica entre líderes tecnológicos y de ejecución, donde la alianza entre Huawei Digital Power Latinoamérica y Enlight ha sido clave para fortalecer la operación energética del sector hotelero. Bajo este liderazgo conjunto, el Breathless Riviera Cancún Resort & Spa ha adoptado una solución energética innovadora basada en una microrred que integra generación solar fotovoltaica (PV), un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) y generación renovable in situ, demostrando cómo el almacenamiento energético se consolida como una herramienta estratégica para optimizar el desempeño operativo y avanzar en los objetivos de sostenibilidad.

Caso de Éxito: El Primer BESS de Huawei en la Hotelería LATAM

El compromiso del resort se materializó con la inauguración del primer sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) de Huawei de 4.5 MWh instalado en un complejo hotelero de México. Este hito se celebró recientemente durante el Latin America C&I Greenovation Summit 2025, donde se presentó el caso de éxito.

• Tecnología de Vanguardia: El sistema BESS con capacidad de 4.5 MWh permite almacenar el exceso de energía generada por los paneles solares, asegurando un suministro estable y proporcionando un amortiguador contra las fluctuaciones de la demanda.
• Ahorro y Gestión: Esta tecnología ayuda a gestionar el consumo en momentos estratégicos, generando ahorros directos en la factura eléctrica de instalaciones de alta demanda, al reducir la dependencia de la red nacional.

Complementando el BESS, el sistema solar FV del resort, con una capacidad de 624.4 kWp, consta de 1,136 paneles solares que generan aproximadamente 960 MWh de energía limpia anualmente. La producción del sistema equivale al carbono secuestrado por la siembra de alrededor de 30,000 árboles cada año, evidenciando el significativo impacto ambiental de la microrred.

El proyecto Breathless no es solo un avance tecnológico, sino un modelo de negocio para la industria. La implementación de microrredes con BESS y FV es esencial para que los complejos hoteleros, que son consumidores de alta demanda:

1. Optimicen su Desempeño: Maximicen la eficiencia energética y reduzcan drásticamente los costos operativos.
2. Aseguren su Operación: Garanticen la resiliencia energética ante interrupciones de la red.
3. Posicionamiento Estratégico: Se posicionen sólidamente en un entorno energético cada vez más exigente y se alineen con los objetivos de sostenibilidad global.

En esta revolución de energía sostenible, Huawei desempeña un papel crucial en el soporte técnico del proyecto. Las soluciones avanzadas de la compañía garantizan la máxima seguridad, el monitoreo en tiempo real y una gestión energética eficiente. Al aprovechar la experiencia de Huawei en monitoreo inteligente y control avanzado, el resort puede optimizar su uso de energía, reduciendo costos y mejorando la eficiencia operativa.

El compromiso de Breathless Riviera Cancún Resort & Spa, apoyado por la experiencia técnica de Huawei y el liderazgo de Enlight, es un testimonio del potencial de la hotelería para la innovación y la responsabilidad ambiental. Mostrar estos resultados permite que más hoteles visualicen cómo estas soluciones pueden elevar su eficiencia, asegurar su operación y fortalecer la competitividad del sector en Latinoamérica.

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Perú podría duplicar su capacidad solar instalada al 2026, según datos publicados por OSINERGMIN. El informe, correspondiente a noviembre de 2025, estima que si solo se consideran los proyectos en operación y aquellos en tramitación con concesión definitiva, la capacidad renovable no convencional en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) podría alcanzar 3383,6 MW el próximo año.

La capacidad fotovoltaica alcanzaría 2362,3 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1021,3 MW. Esto implica más que duplicar la potencia solar existente, que actualmente es de 938,2 MW, mientras que la capacidad eólica no registraría crecimiento respecto a su valor actual.

El regulador advierte que esta proyección responde exclusivamente a proyectos con concesión definitiva de generación otorgada por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). 

La evolución año a año dentro del escenario óptimo revela un crecimiento sostenido pero moderado de la capacidad renovable no convencional.

Para el año 2027, OSINERGMIN estima una potencia instalada de 5109,2 MW, compuesta por 3242,3 MW solares y 1866,9 MW eólicos. Mientras que para el 2028, la  cifra aumentaría ligeramente hasta 5203,4 MW, con una leve expansión fotovoltaica a 3336,5 MW, mientras que la eólica se mantendría en 1866,9 MW. 

Ya en 2029, la potencia total proyectada alcanzaría los 5346 MW, con la tecnología eólica subiendo a 2009,5 MW y sin cambios en la solar. Esta progresión refleja la consolidación de los proyectos con concesión definitiva, pero también marca el límite de crecimiento bajo las condiciones actuales del marco regulatorio.

Más allá de este escenario base, OSINERGMIN también presenta una proyección general para 2026, en la que estima que la potencia instalada renovable no convencional podría alcanzar los 17119,6 MW, compuesta por 9838,4 MW de tecnología solar y 7281,2 MW eólica. Este volumen proyectado refleja el potencial técnico total del país para ese año, en caso de avanzar todos los proyectos en carpeta, y tomando en cuenta aquellos con Estudios de Pre Operatividad aprobados por el COES.

Esta diferencia entre los 3,3 GW del escenario base y los 17,1 GW proyectados evidencia una fuerte brecha entre el potencial técnico del país y la viabilidad regulatoria actual. 

De los 114 proyectos que cuentan con Estudios de Pre Operatividad (EPO) aprobados por el COES, solo 19 han logrado obtener la concesión definitiva de generación necesaria para avanzar hacia la construcción.

En detalle, 14 de estos proyectos son solares, con una potencia total de 2398,3 MW, y 5 son eólicos, con 986,9 MW. En cambio, los 95 proyectos restantes, 51 proyectos fotovoltaica y 44 eólicos, suman 21142,8 MW, pero aún no cuentan con la autorización final del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) para iniciar obras.

En ese sentido, OSINERGMIN proyecta que la capacidad renovable instalada en el SEIN podría alcanzar los 24,5 GW hacia el año 2030. Ese pipeline está compuesta en un 56% por tecnología solar (15185,4 MW) y en un 44% por eólica (9344 MW).

Esta proporción confirma la predominancia del desarrollo fotovoltaico en el pipeline renovable del país, aunque su avance efectivo depende de destrabar los procesos de concesión administrativa.

La distribución geográfica de estos proyectos muestra una alta concentración en el sur del país, especialmente en departamentos como Arequipa (6895,7 MW), Moquegua (3924,2 MW) e Ica (4911,9 MW combinados entre solar y eólica). También destacan regiones del norte como Lambayeque (3983 MW) y Piura (2786,4 MW entre ambas tecnologías), lo que confirma el extenso potencial renovable a lo largo del territorio nacional.

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Solar DQD se consolida como un referente en la ejecución de proyectos solares a gran escala en Argentina con más de 1200 MWp construidos bajo modalidad EPC y más de 2000 pruebas pull out realizadas.

Entre sus principales hitos recientes, se destaca la ejecución del parque solar más grande de Argentina: El Quemado, de la firma YPF Luz. El parque está actualmente en construcción, lleva un 60% de avance y 100 MW ya están prontos para habilitación comercial.

Dicha construcción tuvo una duración de 16 meses y contempló la instalación de más de 550000 paneles fotovoltaicos y 40 centros de transformación en la provincia de Mendoza.

Y cabe aclarar que el proyecto fue el primer proyecto aprobado por el gobierno para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y tendrá 360 MW de capacidad una vez se terminen todas las fases. 

Asimismo, Solar DQD culminó la construcción de Pampa del Infierno (150 MWp), considerado el tercer parque solar más grande del país. En tan solo ocho meses, Solar DQD logró conectar la planta a la red, tras instalar más de 220000 paneles solares y movilizar a 350 colaboradores en terreno.

Alejandro Garín, director de la compañía, conversó con Energía Estratégica sobre los hitos alcanzados durante el 2025 y reveló los próximos pasos previstos para el siguiente año, que incluyen la continuidad del negocio EPC como también parques renovables propios. 

“Afrontar grandes proyectos EPC nos llevó a reestructurar toda la empresa (…) Hoy podemos decir que somos la única empresa capaz de construir parques de gran escala en Argentina con eficiencia, calidad y seguridad”, aseguró. 

Además, bajo la marca DQD Energy, durante el 2025 la compañía comenzó la operación de su primer proyecto propio de generación, con una potencia de 25 MW, en la provincia del Chaco Paralelamente, la firma adquirió un desarrollo con 20 MW solares y 15 MWh de almacenamiento en Buenos Aires y obtuvo adjudicaciones en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) por 30 MW y 15 MW.

“Mientras que para el final próximo año, el objetivo es tener los 90 MW fotovoltaicos y los 15 MWh de BESS en operación, y 400 MW adjudicados”, reveló Garín.

Durante el presente año, la compañía especializada en EPC y ahora también con proyectos de generación, profundizó la estrategia de digitalización, con el foco en contar con mayor precisión y cantidad de datos de sus operaciones.

Para ello, invirtieron en cámaras, drones, estaciones meteorológicas, y desarrollaron herramientas internas mediante Power Apps y Power BI, gracias a su equipo de ingenieros de sistemas y analistas de datos.

Sin embargo, Garín advierte que aún existen cuellos de botella estructurales para el desarrollo solar, como por caso la necesidad de aumentar la capacidad de transporte eléctrico y la reactivación del financiamiento estructurado: “Sería importante que vuelva el project finance”, remarcó.

En el plano operativo, la logística sigue siendo una barrera crítica, ya que bajo su mirada, muchas veces se impactan los plazos constructivos por la falta de previsibilidad en la llegada de los componentes principales. 

“Es común que las hincas sean las últimas en llegar y esto genera un gran impacto en los tiempos de ejecución”, apuntó el especialista. A pesar de ello, Solar DQD mantiene su eficiencia: “Con componentes en sitio, en DQD estamos en un promedio de 8 meses para poner en COD 100 MW”, indica.

Expansión geográfica y nuevos servicios

En simultáneo al crecimiento de su portafolio, Solar DQD profundiza su estructura organizacional. La firma se encuentra duplicando su oficina central en Córdoba y prepara la apertura de su primera sede en Buenos Aires, con el objetivo de ampliar una plantilla que ya supera los 100 profesionales.

“También comenzamos a diseñar, calcular y construir nuestros primeros edificios de maniobras y líneas de media tensión. Con ello queremos consolidar nuestra nueva marca DQD Services como referente en pruebas eléctricas, termografías, estudios topográficos, hidrológicos y todo lo relacionado a operación y mantenimiento”, detalló Garín.

Asimismo, el paso más reciente hacia la internacionalización se materializa en la ejecución de proyectos fuera del país. El camino comenzó en Uruguay con la construcción de nuevos proyectos, y esperan continuarlo a lo largo del próximo año. 

“Creemos que el 2026 será un año para solapar proyectos de gran potencia en múltiples locaciones y con aún más alcance, y estamos preparados para ello”, concluyó el director de Solar DQD.

La entrada Solar DQD fija la mira en 400 MW propios para 2026 tras completar EPC en más de 1200 MW solares en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Atlas Renewable Energy se prepara para alcanzar 5000 MW de capacidad instalada en 2026 en América Latina, con operaciones activas en Uruguay, Chile, Brasil, Colombia y México. En ese contexto regional, la empresa impulsa una cartera diversificada de proyectos solares con baterías, apuntando a entregar energía firme y competitiva 24/7. 

Sin embargo, el avance de estas iniciativas en Chile enfrenta condiciones de mercado y regulatorias que limitan su escalabilidad.

““Tenemos un pipeline bien nutrido de combinación de proyectos solares con almacenamiento. Pero la clave para materializarlos está en obtener contratos de largo plazo con off-takers que hagan bancable los proyectos. De lo contrario, no se podrán llevar adelante”, confirma Alfredo Solar, regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile. 

“Tenemos proyectos, estamos preparados para poder participar en las licitaciones que se presenten, pero tampoco pensamos que va a haber una escalada de inversión impresionante. Sino que estamos en un momento de pausa”, agregó. 

Es decir que la empresa no proyecta una nueva ola de inversiones masivas. Y el enfriamiento responde a señales concretas. A esto se suma que la demanda eléctrica no muestra un crecimiento sostenido y que, en el caso de la minería, los contratos se expanden por tramos. 

Mientras tanto, el mercado de almacenamiento energético en Chile muestra un crecimiento sin precedentes. El país ya opera 1850 MW en sistemas BESS y se prevé superar los 2 GW en enero de 2026. 

Según cifras del sector, hay 456 MW en pruebas, 6373 MW en construcción y 8431 MW en evaluación ambiental. De materializarse todo este portafolio, Chile alcanzaría 8,6 GW en 2027, superando en más de un 40% su meta nacional de 6 GW para 2050.

Del total ya operativo, 1.197 MW corresponden a proyectos solares híbridos, 491 MW a sistemas BESS independientes, 95 MW a hidroeléctricas y 67 MW a parques eólicos con baterías. Esta integración ha comenzado a generar impactos operacionales significativos, especialmente en el costo marginal de la energía solar, según confirma el sector.

Pese al dinamismo, Alfredo Solar pone en duda la sostenibilidad de esta tendencia, ya que considera que la alza de penetración de almacenamiento en el sistema se detendrá y hasta se podría dar una canibalización si no se logran los ingresos para recuperar la inversión, producto del modelo económico que rige actualmente para las baterías. 

“¿Quién se beneficia muchísimo del almacenamiento? El que tiene una planta solar en curtailment y no invierte en almacenamiento. Dos generadores sufren de congestión, ven precio cero y tienen problemas de flujo, pero uno de los dos decide hacer la batería y asume la inversión y los dos se benefician por igual. Es decir, si el beneficio está en el que no invierte, ¿qué sucede con el que invierte?”, planteó el especialista. 

¿Cómo es el modelo de negocio de alguien que decide invertir en una batería? Partimos con un arbitraje alto y por lo tanto hay un incentivo para recuperar dinero por arbitraje. Y el otro componente es el pago por potencia”, continuó. 

“Tenemos una regulación buena que asegura un pago por potencia, pero mientras más capacidad hay en el sistema, más se diluye el pago por potencia y se acaba en un determinado momento. Entonces, si se termina el ingreso por arbitraje y pago por potencia, y cada vez que se pone una batería beneficia más al vecino que al propio generador, ¿cuál es el driver para que esto siga creciendo?”, insistió. 

Decreto Supremo N°125: urgencia por reglas claras para el despacho

Más allá de las señales económicas, la falta de definiciones regulatorias claras añade incertidumbre a los proyectos; en particular, la ausencia de criterios oficiales para el despacho de las baterías por parte del Coordinador Eléctrico Nacional.

En este contexto, el regional manager de Atlas para Chile y el Cono Sur de Atlas Renewable Energy destacó el trabajo avanzado con el Decreto Supremo N° 125, que busca sentar las bases de todas las reglas de despacho del almacenamiento y regular una serie de puntos pendientes en la industria.

Sin embargo, Solar enfatizó que su implementación no puede esperar, sino que debiera acelerarse el proceso en la Contraloría General para que entre en vigencia y permita que el Coordinador Eléctrico Nacional establezca las reglas. 

“Es un tema necesario para este gobierno y el próximo para la industria. No podemos permitir que se retrase por intereses particulares de algunos que se benefician de una distorsión del mercado que es indispensable corregir”, advirtió. 

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La central fotovoltaica Don Jorge ubicada en Asunción Mita, Jutiapa, cuenta con una capacidad instalada de 5 MW constituida dentro del marco de la Generación Distribuida Renovable (GDR), la cual constituye uno de los pilares de la transición energética sostenible en Guatemala, por medio del empleo de energía solar para afianzar una matriz energética más balanceada y verde en el país.

Su empresa propietaria, Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC), se posiciona como un referente nacional en generación energética limpia al emplear la solución FusionSolar (nivel de planta de potencia), la cual garantiza una producción segura, robusta, eficiente y altamente inteligente a través de la aplicación de la tecnología digital que caracteriza a Huawei Digital Power como líder en la industria.

El conjunto integra 9000 módulos fotovoltaicos con FusionSolar de Huawei a través de un enfoque sistémico, que involucra un efectivo balance de sistema (BOS): 24 inversores SUN2000–215KTL–H0, un controlador inteligente de cadenas fotovoltaicas SmartACU2000D–D–03 y una estación de transformación inteligente STS–6000K–H1. Todos los equipos son monitoreados en tiempo real, través de la aplicación nativa de FusionSolar, la cual permite establecer el status de cada componente, garantizando visibilidad total, con poderosas herramientas de diagnóstico que habilitan esquemas de operación y mantenimiento prácticamente libres de intervención humana.

Desde su puesta en marcha hace más de dos (2) años, Don Jorge ha permitido la reducción de 13000 toneladas de CO₂, aportando a un futuro energético más limpio para Guatemala y la región. Desde su entrada en operación comercial, ha probado que las GDR son una opción factible, y que se pueden apalancar en las últimas tendencias tecnologías para ofrecer una producción continua, y altamente inteligente. 

“Encontramos con Huawei y Operadores Nacionales (ON) una muy buena solución, con soporte local y regional. Desde el montaje y la puesta en marcha estuvimos acompañados por el equipo, y durante la operación del proyecto han mantenido un soporte excelente”, indicó Luis Pedro López, director comercial de la Corporación de Electricidad Centroamericana (CEC). 

Huawei Digital Power y Operadores Nacionales (ON), ofrecen a sus clientes un esquema de solución integral, con un acompañamiento efectivo para cada etapa del proyecto, desde su diseño conceptual hasta su operación comercial, garantizando un rendimiento sostenido, lo cual minimiza pérdidas y facilita la integración de la central de producción energética con las redes de potencia. Como complemento, la certificación CSP (Certified Service Partner) de ON, avala un ciclo de postventa con los mayores índices de efectividad en gestión y tiempos de respuesta.

La Central Fotovoltaica Don Jorge, hoy con sus más de dos (2) años de operación comercial continua y comprobada dentro del marco de la GDR, marca una pauta sin precedentes en términos de factibilidad técnica y de implementación, con un diseño pensado para abrazar la revolución energética inducida por las energías renovables, especialmente la fotovoltaica, integrando una elevada confiabilidad operacional con los altos estándares de la tecnología digital aplicada a la producción energética, con recursos innovadores de última generación. 

Vea más sobre el caso de éxito del proyecto Don Jorge: 

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España necesita instalar más de 4500 MW de energía eólica terrestre cada año hasta 2030 para cumplir con los objetivos del PNIEC, que prevé alcanzar 59 GW. Sin embargo, en 2024 se instalaron 1186 MW, lo que representa apenas una cuarta parte de lo necesario.

El sector advierte que, al ritmo actual, será imposible alcanzar la meta sin reformas urgentes.

“El crecimiento debería ser más lineal y mucho más intenso”, manifestó Juan Virgilio Márquez, CEO de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

El ejecutivo remarca que debería cuadruplicarse el volumen de instalaciones anuales actuales, algo que nunca se ha logrado en la historia del país.

Actualmente, España cuenta con 31.679 MW instalados, y la energía eólica fue responsable del 23,9 % de la generación eléctrica en 2024, manteniéndose como la principal fuente del mix nacional por tercer año consecutivo, según el Estudio Macroeconómico del Impacto del Sector Eólico en España 2024 de la asociación.

La AEE alerta sobre múltiples trabas estructurales, entre ellas, la lentitud en los procesos administrativos, la falta de coordinación entre organismos y la inseguridad jurídica, especialmente en algunas comunidades autónomas.

“Tenemos un problema de gobernanza y de criterios excesivamente conservadores, que no están alineados con las metas europeas”, planteó Márquez.

El caso más crítico es Galicia, donde más de 2500 MW ya autorizados están judicializados, provenientes de 97 parques, según datos del Gobierno gallego.

“Necesitamos que todo proyecto eólico que sea maduro, que esté en avanzado en estado de tramitación o desarrollo, no se pierda por una technicality administrativa de incumplimiento de un plazo, si realmente el incumplimiento del plazo no depende del promotor. Es algo que se planteó y se reguló, de algún modo, en el Real decreto ley 7.25, pero luego no fue convalidado”, analizó Virgilio.

En cuanto a eólica offshore, España aún no cuenta con parques operativos, pero ya actúa como proveedor industrial para el mercado internacional. En 2024, la industria eólica marina creció un 53 % en términos de PIB, gracias a la exportación de aerogeneradores, estructuras flotantes y tecnología asociada.

“Sin tener un solo parque marino, España ya es un actor clave en la cadena de suministro offshore. Pero es hora de acelerar también el desarrollo interno”, subrayó el CEO de AEE.

Despliegue territorial: tres regiones concentran el 83 % de la nueva potencia

En este contexto, el despliegue de nueva potencia eólica sigue estando altamente concentrado en pocas comunidades autónomas. De modo que, en 2024, Castilla y León con 550 MW, Aragón con 246 MW y Navarra con 196 MW representaron el 83 % de la nueva capacidad instalada.

Esta desigualdad territorial refleja los distintos niveles de agilidad administrativa y conflictividad judicial en cada región.

“Queríamos que esta etapa de transición energética equilibrara más el mapa”, señaló Márquez, pero las diferencias entre territorios están generando cuellos de botella que frenan el desarrollo y complican la planificación empresarial.

Presión fiscal, ahorro energético y precios de PPAs

El sector también alerta sobre la elevada carga impositiva que enfrentan los promotores eólicos. En 2024, las empresas del sector tributaron 588 millones de euros, lo que equivale a 232 euros por cada 1.000 facturados. “El sistema fiscal actual penaliza la inversión en renovables. Necesitamos una fiscalidad que esté alineada con los objetivos climáticos y de reindustrialización”, exige Márquez.

En paralelo, la generación eólica ha generado ahorros significativos para los consumidores. En 2024, redujo en 19,88 euros/MWh el precio promedio del mercado eléctrico, lo que supuso un ahorro total de 4.641 millones de euros.

“La eólica no solo reduce el precio del pool, también lo estabiliza, lo cual es clave para los acuerdos de largo plazo”, señala Márquez. En ese contexto, los Power Purchase Agreements (PPAs) se están cerrando en valores promedio de 60 a 70 €/MWh, consolidando a la eólica como una opción estable y competitiva frente a otras fuentes de energía.

El impacto de la energía eólica en la economía española va más allá del sistema eléctrico. En 2024, el sector aportó 3.274 millones de euros al PIB, equivalentes al 0,25 % del total nacional, y generó 37.070 empleos, entre puestos directos e indirectos. Además, el 46 % del valor añadido del sector provino de actividades industriales, como la fabricación de componentes, mantenimiento técnico y exportación.

“La eólica es la única tecnología renovable con una cadena de valor 100 % europea y con fuerte implantación industrial en España. Es un activo estratégico que debemos proteger”, remarcó el entrevistado. Según la AEE, mantener esa capacidad requiere señales claras a largo plazo y políticas que garanticen un entorno atractivo para los fabricantes.

Desde la Asociación Empresarial Eólica insisten en que España tiene los recursos naturales, la cadena de valor, el capital humano y la tecnología para cumplir sus metas. Sin embargo, identifican una serie de retos que, de no ser abordados, podrían poner en riesgo el objetivo de 59 GW eólicos terrestres y 3 GW marinos al 2030.

Entre ellos, acelerar la electrificación de la demanda, mejorar la tramitación administrativa, definir una hoja de ruta clara para la repotenciación  y garantizar seguridad jurídica en comunidades con alta judicialización de proyectos. También se requiere una conexión más ágil a la red eléctrica, criterios homogéneos entre administraciones, y una planificación alineada con las capacidades industriales del país.

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