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Growatt lanza la nueva batería HOPE para el mercado de Latinoamérica

Growatt presentó la HOPE 16.0LM-A1, su más reciente solución de almacenamiento desarrollada específicamente para las necesidades del mercado latinoamericano, donde la continuidad eléctrica, los costos energéticos crecientes y la calidad de red son retos frecuentes en hogares y en el sector comercial e industrial (C&I).

La llegada de HOPE 16.0LM refuerza la estrategia regional de la compañía, respaldada por su desempeño en inversores: de acuerdo con S&P Global Commodity Insights, Growatt fue clasificado como N.º 1 en el mercado residencial de México y también ha sido reconocido como N.º 1 global en inversores residenciales (ranking 2024).

Respuesta directa a los desafíos de la región

En numerosos países de Latinoamérica, la demanda de almacenamiento se acelera por tres motivos principales:

  • Necesidad de respaldo ante interrupciones y variaciones de voltaje.
  • Optimización del autoconsumo solar y mejor aprovechamiento de la energía disponible.
  • Gestión de costos (picos de demanda, horarios tarifarios, operación continua en comercios e industrias).

En este contexto, HOPE 16.0LM-A1 se posiciona como una plataforma de almacenamiento compacta, escalable y orientada a instalación eficiente, diseñada para reducir tiempos en campo y facilitar la integración en proyectos nuevos o existentes.

Diseño compacto y enfoque “instalador-céntrico”

Growatt destaca una arquitectura pensada para entornos reales de obra:

  • Formato compacto para espacios limitados (cuartos técnicos, bodegas pequeñas, áreas de servicio).
  • Instalación simplificada, orientada a agilizar el despliegue y estandarizar procesos.
  • Interfaz táctil integrada, que mejora la operación local y la visualización del estado del sistema.

Este enfoque responde a una demanda clara del mercado: soluciones que se implementen rápido, con menor complejidad y con una experiencia de uso intuitiva.

Escalabilidad: de 16 kWh hasta 768 kWh

La HOPE 16.0LM-A1 ofrece una flexibilidad de capacidad desde 16 kWh hasta 768 kWh, lo que permite atender desde sistemas residenciales hasta proyectos C&I de mayor escala sin sacrificar rendimiento ni seguridad.

Esta amplitud de configuración habilita un crecimiento por etapas: comenzar con una capacidad base e incrementar almacenamiento conforme aumenta la demanda o se amplía el sistema fotovoltaico.

En cuanto al desempeño, HOPE 16.0LM-A1 combina alta densidad energética y elevada eficiencia, maximizando la energía útil por cada kWh instalado y garantizando un suministro estable para cargas críticas. Además, el sistema incorpora funciones de monitoreo, diagnóstico y actualización remota, lo que permite optimizar la operación, reducir la necesidad de intervenciones en sitio y facilitar la gestión de proyectos distribuidos en la región.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, señaló: “El almacenamiento de energía se está consolidando como un pilar clave de la transición energética, especialmente en América Latina, donde la adopción de energías renovables avanza rápidamente y las necesidades de estabilidad eléctrica son cada vez mayores. Con la batería HOPE, reafirmamos nuestro compromiso con el mercado latinoamericano. Confiamos plenamente en el crecimiento del almacenamiento en la región y continuaremos ofreciendo soluciones seguras, eficientes y adaptadas a las condiciones locales”.

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Nexans detecta más de 200 oportunidades para optimizar proyectos renovables en Sudamérica

Con ocho plantas en Sudamérica y más de 100 proyectos de energías renovables en su historial regional, Nexans consolida su presencia como un actor estratégico en la electrificación del futuro. La empresa francesa, con 140 años de trayectoria global, opera actualmente en Colombia, Perú, Chile y Brasil, donde ha contribuido con soluciones de cableado en instalaciones que totalizan unos 9 GW.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, su director de Ventas Renovables SAM, Nelson Benavides, explicó cómo Nexans está reconfigurando su propuesta de valor. El objetivo: dejar de ser solo un proveedor de cables para transformarse en un aliado técnico de los EPCistas, aportando herramientas que impacten directamente en la eficiencia de sus operaciones.

Reviva la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=uLZ9CzBUvig

En 2023, la empresa realizó visitas técnicas a 15 parques solares de la región, con el acompañamiento de especialistas en comportamiento social y procesos en obra. El estudio arrojó más de 200 oportunidades de mejora, principalmente asociadas a tareas de instalación, manipulación de componentes y gestión de residuos.

Ese análisis derivó en el diseño de soluciones específicas para optimizar tiempos y costos. Entre ellas se encuentran rodillos, sombreras y carros solares desarrollados por la firma, que permiten mejorar la ergonomía de los trabajadores, evitar errores en campo y garantizar mayor seguridad eléctrica durante el tendido.

Estas innovaciones también buscan profesionalizar procesos que tradicionalmente han sido subestimados, a pesar de su relevancia técnica y operativa.

Nexans plantea que una instalación más limpia y segura se traduce en proyectos más eficientes, con menor riesgo técnico y económico.

Otro frente en el que la compañía decidió avanzar es la gestión de residuos y materiales descartables en grandes parques solares, bajo un esquema de economía circular.

Un parque de 300 MW puede generar hasta 50 toneladas de residuos metálicos y decenas de carretes de madera, cifra que representa un volumen relevante tanto en términos económicos como ambientales.

La compañía comenzó a implementar programas de recuperación de estos materiales, ofreciendo a los EPCistas un retorno económico por los desperdicios devueltos, y reutilizando plásticos, metales y maderas con nuevos fines.

“Buscamos que esa madera se convierta en salones comunales, escuelas. Ya lo hemos hecho con varios clientes”, comentó Benavides, quien destacó que además de reducir el impacto ambiental, estas acciones fortalecen el vínculo con las comunidades locales.

En paralelo, los residuos plásticos y metálicos que tradicionalmente eran desechados o desaprovechados ahora pasan por procesos de reintegración productiva en las propias plantas de Nexans. Este enfoque refuerza la responsabilidad extendida de la empresa como proveedora de tecnología para la transición energética.

La transformación de Nexans está alineada con una estrategia global de electrificación, pero adaptada a las realidades técnicas del mercado sudamericano. La empresa entendió que la instalación de cables no es solo una etapa constructiva, sino una instancia crítica en términos de calidad y continuidad operativa.

“Queremos ir más allá de los cables. Esa es nuestra propuesta de valor”, sintetizó Benavides.

Con estas iniciativas, Nexans se posiciona como un proveedor de soluciones integradas, que aporta tanto en la ingeniería de materiales como en el diseño de procesos y sostenibilidad. Su presencia activa en los proyectos le permite identificar puntos ciegos, proponer mejoras y colaborar directamente con quienes ejecutan la obra.

El enfoque es claro: acompañar la transición energética no solo con tecnología, sino también con responsabilidad industrial, eficiencia operativa y compromiso social.

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Huawei Digital Power recibe certificación de seguridad «Safety Prime» de TÜV Rheinland por sus baterías

El pasado 28 de noviembre de 2025, Huawei obtuvo la certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland, un reconocimiento que subraya la alta seguridad y calidad de sus baterías, especialmente en condiciones extremas o adversas.

La entrega del reconocimiento se realizó durante el evento Latin America C&I Greenovation Summit 2025, con la participación de figuras clave como Daniel Zhou (presidente de Huawei Latin America and the Caribbean), Manuel Ahumada (CEO de Enlight) y Hermann Saenger (Country Manager de TÜV Rheinland de México).

En el marco del Summit, José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power México, comentó que el objetivo de la compañía es ofrecer máxima seguridad tanto para las instalaciones como para los técnicos que las operan. Al ofrecer un estándar de seguridad de alto nivel, Huawei genera la confianza necesaria para desbloquear la inversión en la transición energética. 

Perea, destacó que Huawei busca que el mantenimiento y la operación de sus sistemas sean lo más sencillos posible, permitiendo incluso actividades de forma remota.

José Antonio Perea, director de Desarrollo de Negocios C&I BESS en Huawei Digital Power Mexico

La seguridad en el almacenamiento de energía es una prioridad crítica, y Huawei Digital Power ha demostrado su liderazgo al recibir la prestigiosa certificación «Safety Prime» de TÜV Rheinland.

El certificado fue entregado por Jesús Antonio Serrano, líder en Normas para la Seguridad de Sistemas de Almacenamiento de Energía de TÜV Rheinland de México, a Mason Qing, presidente de Huawei Digital Power LATAM. Este reconocimiento valida que las baterías de Huawei están diseñadas para operar de manera segura incluso en las condiciones más adversas.

Blindaje de Cinco Capas: La Fórmula de Seguridad de Huawei

Las soluciones de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de Huawei se destacan por su enfoque de seguridad de extremo a extremo, diseñado para evitar el riesgo más temido en la industria: el desbocamiento térmico o incendio de las baterías.

Las innovaciones clave que hacen que las baterías de Huawei sean tan seguras incluyen:

  • Protección Estratégica de 5 Niveles: Integración de la seguridad a lo largo de cinco áreas clave: celda, sistema eléctrico, estructura física, gestión activa y respuesta de emergencia.
  • Monitoreo Inteligente de Precisión: Uso de múltiples sensores para una gestión de temperatura en tiempo real y precisa, permitiendo alertas anticipadas 24/7 y operaciones estables.
  • Triple Escudo Eléctrico: Protección escalonada (módulo, cadena y general) contra cortocircuitos y sobrecorrientes.
  • Diseño Reforzado y Resistente: Carcasas construidas para soportar presiones extremas (hasta 5 toneladas) y protección IP66 mejorada que garantiza la seguridad incluso en condiciones de inundación.

Pruebas Superiores Contra Incendios: Demostración, en ensayos rigurosos, de que el diseño de aislamiento es tan efectivo que, incluso al provocar fallas térmicas, no se produce incendio ni explosión en el sistema general.

Lanzamiento del White Paper C&I ESS C2C Dual-link Safety

Coincidiendo con el impulso de los estándares de seguridad en la industria, Huawei Digital Power y TÜV Rheinland han fortalecido su colaboración con el lanzamiento conjunto del C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper: Comprehensive Safety from Cell to Consumption.

Este informe técnico fue desarrollado con el objetivo de elevar los estándares de seguridad de la industria y evitar la creciente frecuencia de accidentes en los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) para el sector Comercial e Industrial (C&I). El documento enfatiza la importancia de un diseño de seguridad riguroso tanto en las celdas individuales como en el sistema completo.

El White Paper introduce la arquitectura de seguridad innovadora C2C Dual-link (de la Celda al Consumo), la cual se basa en la protección integral de los dos puntos críticos de riesgo en un ESS: el enlace eléctrico (para la prevención y aislamiento de cortocircuitos) y el enlace térmico (para la mitigación y supresión del desbocamiento térmico). Con esto, Huawei busca ofrecer conceptos y direcciones tecnológicas de vanguardia para la referencia de la industria.

El «C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper» está disponible para su lectura de forma gratuita en el siguiente enlace: https://solar.huawei.com/admin/asset/v1/pro/view/a9b035a3475f4fe9adde511f18f2dfeb.pdf

La certificación de Huawei no es solo un logro corporativo, sino un catalizador de seguridad y confianza que, junto con su liderazgo en estándares como el C&I ESS C2C Dual-link Safety White Paper, ayuda a desbloquear la inversión en el almacenamiento de energía en México y respalda la infraestructura tecnológica necesaria para una transición energética más limpia, eficiente y segura.

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El limbo político de Honduras congela al sector energético: ¿Qué pasará con la licitación de 1500 MW?

Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, el escrutinio y cómputo de actas de las elecciones generales en Honduras ha concluido, con una ventaja de aproximadamente 40 mil votos a favor de Nasri Asfura, candidato del Partido Nacional, sobre Salvador Nasralla, del Partido Liberal.

Sin embargo, el proceso aún no ha finalizado oficialmente. El Partido Liberal ha solicitado la revisión de 19 mil actas ante el Consejo Nacional Electoral (CNE), que se encuentra en pleno desarrollo esta semana. La declaratoria oficial del nuevo presidente deberá emitirse, por ley, a más tardar el 30 de diciembre.

La falta de una definición institucional clara preocupa especialmente al sector energético, que observa cómo la incertidumbre impacta directamente en la continuidad técnica, la atracción de capital y la ejecución de proyectos estratégicos.

Desde el ecosistema de las energías renovables se sostiene que Honduras tiene una oportunidad real de construir un sistema eléctrico moderno, competitivo y sostenible. No obstante, advierten que para convertir ese potencial en resultados concretos, es indispensable reducir la incertidumbre institucional, hoy centrada en la falta de definiciones sobre quiénes conducirán las entidades clave del sector.

Se trata de instituciones como la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Secretaría de Energía (SEN), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), el Consejo Nacional de Energía (CND), la Secretaría de Finanzas (SEFIN), la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) y el Instituto de Conservación Forestal (ICF), todas fundamentales para garantizar continuidad técnica, seguridad jurídica y estabilidad financiera en el sistema eléctrico.

La designación oportuna de autoridades técnicas no es un tema político menor, sino una condición para recuperar la confianza de los inversores, asegurar el cumplimiento de pagos y facilitar la implementación de proyectos de largo plazo, especialmente aquellos vinculados a renovables.

La situación es crítica también porque no se han definido los equipos técnicos que acompañarán al sistema eléctrico. Las fuentes consultadas remarcan que apenas se proclame un ganador, es urgente que los equipos designados comiencen a informarse a fondo sobre la situación real del sistema, para poder avanzar rápidamente en medidas prioritarias.

Una de ellas es la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, señalada como un problema estructural que pone en jaque la liquidez de la ENEE. Sin resolver este punto, cualquier plan de expansión o mejora del servicio, incluyendo la incorporación de nuevas fuentes renovables, se verá limitado.

También se destaca que el Congreso Nacional debe acompañar con una agenda legislativa clara, orientada a ofrecer certezas regulatorias y promover inversión privada responsable.

En ese marco, la licitación de 1.500 MW de nueva capacidad de generación estaba prevista para adjudicarse en el primer trimestre de 2026. Sin embargo, la indefinición institucional actual pone en riesgo ese calendario, ya que sin autoridades designadas en el Ejecutivo, el Congreso y los entes técnicos, no es posible avanzar con garantías en la evaluación, negociación y aprobación de contratos a largo plazo.

Un clima político frágil

El escenario electoral fue calificado por medios y observadores como una de las contiendas más ajustadas y tensas en la historia reciente del país. Al cierre de la jornada electoral, el CNE suspendió el conteo de actas con un empate técnico, lo que provocó desconfianza social, amplificada por fallas en los sistemas biométricos y de transmisión de datos, y acusaciones públicas de fraude entre consejeros del propio CNE.

En este contexto, Salvador Nasralla —quien ha denunciado irregularidades en elecciones anteriores— pide ahora un recuento manual de voto por voto, mientras sectores del actual Gobierno proponen anular el proceso y mantenerse en funciones, a pesar de haber obtenido apenas el 19 % del voto.

El riesgo de ingobernabilidad institucional es alto, y su impacto en el sector eléctrico puede ser inmediato: sin autoridades definidas, no puede avanzarse en licitaciones, pagos, diagnósticos ni planificación técnica.

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Zelestra avanza con 1 GW solar y evalúa eólica y storage en Perú, mientras reclama reglas claras para el mercado

Zelestra consolida su estrategia en el mercado peruano, con una proyección de 1 GW solar al 2030 y un plan de inversiones estimado entre USD 1000 y 1500 millones, aunque advierte que el desarrollo de nuevos proyectos está en riesgo si no se implementan señales claras desde el Gobierno.

“Es imperativo que el Ministerio dé las señales que el mercado necesita”, afirmó Juan Pedro Aramburu, country manager de Zelestra en Perú y presidente de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), en diálogo con Energía Estratégica.

Como presidente de la SPR, Aramburu advierte que aún faltan reglamentos clave para que las renovables puedan avanzar en el país. En particular, pone el foco sobre los borradores de reglamento para subastas de las distribuidoras, los cuales, según señala, solo permiten la participación de proyectos ya operativos o construidos, limitando la posibilidad de que nuevos desarrollos ingresen al sistema.

“Es fundamental que se habiliten licitaciones que consideren proyectos nuevos. Eso ampliará la oferta, aumentará la competencia y reducirá los precios para los usuarios”, apuntó.

Actualmente, explica, los precios marginales del sistema están por debajo de los 30 dólares por MWh, mientras que los precios en barra superan los 65 dólares, reflejando una desconexión entre la competitividad real de las tecnologías renovables y lo que pagan los consumidores.

“Sin reglas claras, los inversionistas se detienen y los bancos perciben mayor riesgo. Eso se traduce en tarifas más altas para todos los peruanos”, alertó.

También criticó señales contradictorias entre organismos del Estado, como el COES y Osinergmin, que en algunos casos han emitido requerimientos técnicos que entran en conflicto con la ley vigente. “Lo que está pasando con la ARPF es grave: hay entidades que están exigiendo incorporar baterías a proyectos que ya fueron aprobados, con PPA firmados. Eso rompe las condiciones de financiamiento”, advirtió.

Un cambio regulatorio retroactivo, insiste, implica modificar permisos ambientales, sumar CAPEX no previsto y renegociar contratos de deuda. “Esto termina afectando la competitividad del país. No es solo un problema de los desarrolladores: si las reglas cambian en mitad del partido, el usuario final paga más caro”, subrayó.

Portafolio y posicionamiento de Zelestra en Perú

Cabe recordar que recientemente se anunció la adquisición de la plataforma de Zelestra por parte de Promigas, operación que aún está en proceso de cierre y que no implica cambios en la misión ni en el equipo actual. “Es principalmente un cambio de accionista. La plataforma y los objetivos se mantienen intactos”, aseguró Aramburu.

Zelestra cuenta con tres proyectos solares maduros que planea iniciar en 2026. El más avanzado es Babilonia, de 140 MW, con construcción prevista para enero y entrada en operación a mediados de 2027. “Ya están todos los ingredientes listos para iniciar la construcción. El proyecto tiene un PPA desde el primer trimestre de 2025 y estamos muy cerca del cierre financiero”, detalla Aramburu.

A ese parque se suman San Joaquín, de 120 MW, que comenzará obras en julio, y un tercer proyecto en proceso de adquisición, también previsto para ese mismo año. En paralelo, la empresa desarrolla otros tres proyectos greenfield, por unos 600 MW, cuya operación está pensada para 2029.

Por otra parte, también analiza incorporar almacenamiento a sus parques solares, en función del avance del reglamento de la Ley 32409, que regula los servicios complementarios. “Es clave que ese reglamento mantenga el espíritu de la ley y cree un mercado competitivo. Solo así podremos tomar decisiones óptimas sobre almacenamiento”, explicó Aramburu.

Según el ejecutivo, una mala implementación, con exigencias generalizadas, podría generar sobreinversiones ineficientes que terminarían afectando al usuario final. “Si todo el mundo tiene que poner baterías por igual, se va a sobredimensionar el sistema y los costos van a subir. Las inversiones deben responder a señales reales de mercado”, enfatizó.

El Country Manager de la compañía aseguró, en diálogo con Energía Estratégica, que mantienen abierta la posibilidad de expandirse hacia la energía eólica. Aunque aún no hay anuncios formales, Aramburu confirmó que la empresa está “mapeando muy bien todos los proyectos en desarrollo” y que tomará decisiones cuando encuentren oportunidades comerciales sólidas.

“Somos una empresa enfocada en el cliente final. Diseñamos nuestros proyectos en función de lo que necesita el mercado”, afirmó. El modelo de negocios de la compañía se basa en lo que el ejecutivo define como “ingeniería hacia atrás”, es decir, priorizar la demanda antes que desarrollar infraestructura sin respaldo comercial.

De cara a 2026, Zelestra espera tener entre dos y tres proyectos en construcción simultánea, por un total de 360 MW, y haber cerrado una nueva adquisición para comenzar obras en 2027. “No conozco otra empresa en Perú que esté construyendo tres proyectos en paralelo. Queremos ser un actor relevante en solar, eólica y almacenamiento”, destacó Aramburu.

Pero para eso, insiste, el Estado debe enviar señales firmes, coherentes y urgentes. “El Perú tiene los recursos naturales y la tecnología. Lo que falta es un marco regulatorio que dé confianza y permita que esa competitividad se transforme en inversión y mejores precios para todos”, concluyó.

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Trina Solar proyecta el boom solar de 2027: “Colombia va a despegar”

Trina Solar anticipa un nuevo ciclo de crecimiento para el mercado fotovoltaico colombiano a partir de 2027. Con subastas previstas para 2026, la compañía considera que ese año será clave como fase de transición técnica y comercial para los desarrollos que se consolidarán al año siguiente.

Su estrategia es clara: capturar al menos un 15% del mercado, con ambición de alcanzar el 20% si las condiciones de volumen lo permiten.

En una entrevista en exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Colombia, Andrés Iriarte, utility scale director de la firma, analizó las perspectivas del sector y destacó el rol que la compañía busca ocupar en los próximos años.

Reviva la entrevista completa con Andres Iriarte de Trina Solar: https://www.youtube.com/watch?v=mnMmLy46AI4

En su visión, la actividad aumentará considerablemente después de un periodo de preparación. “Esperamos una explosión en 2027”, sostuvo al anticipar el volumen de proyectos que se materializará en ese período.

La empresa ya participa en una fracción significativa de los proyectos solares en ejecución en Colombia, aportando módulos de alta eficiencia, estructuras fijas o trackers, y también soluciones de almacenamiento propias.

Esa propuesta integral es parte de un enfoque que busca no solo vender tecnología, sino optimizar el diseño técnico de las plantas para maximizar su rendimiento a largo plazo.

“No basta con ofrecer un buen producto: hoy los desarrolladores buscan un socio tecnológico que entienda el proyecto desde la ingeniería hasta la operación”, explicó Iriarte.

La presencia de Trina en Colombia no es nueva. Desde antes de que se concretaran los primeros proyectos de distribución, la compañía había desplegado un equipo local comercial y técnico.

Esa estrategia —replicada en mercados como Brasil, Argentina, México, Chile y Centroamérica— se basa en anticiparse a la maduración de los ecosistemas renovables, identificando cuándo un mercado comienza a perfilarse como estratégico.

El ejecutivo diferenció el escenario colombiano de otros de la región por su complejidad regulatoria y por las limitaciones financieras que enfrentan algunos proyectos de gran escala. Aun así, la firma apuesta por sostener su presencia y crecer a medida que el pipeline se active.

Un año de transición técnica, hacia un 2027 de ejecución

El análisis de la empresa es que 2026 será un año de preparación técnica, donde la definición del diseño eléctrico, la selección de módulos y estructuras, y el ajuste de soluciones de almacenamiento serán claves para garantizar la ejecución exitosa de los proyectos.

“Ese año va a exigir mucha ingeniería de detalle, y sobre todo cercanía con el cliente para adaptar cada solución a la realidad del terreno, del clima y del modelo financiero”, planteó Iriarte.

El foco estará puesto en proyectos utility, pero también en el segmento comercial-industrial, donde Trina ya tiene presencia activa con tecnologías adaptadas a necesidades específicas.

Aunque algunos desarrollos comenzarán a construirse en 2026, la compañía proyecta que el volumen más significativo de ejecución llegará al año siguiente.

En paralelo, Trina Solar sigue avanzando en otros mercados donde el segmento utility está detenido, como México, gracias a su fortaleza en generación distribuida.

Colombia se posiciona como un mercado prioritario para la firma en la región, con más de 500 MW estimados para el cierre de 2025 y nuevas subastas por delante. Trina ya trabaja con desarrolladores en fases de preventa y diseño, y apuesta a que sus soluciones integradas sean una ventaja competitiva para capitalizar el nuevo ciclo.

“Si los proyectos se diseñan bien desde el inicio, con criterios técnicos y visión de largo plazo, la curva de aprendizaje del sector colombiano se va a acelerar mucho más rápido de lo que se piensa”, concluyó el representante.

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España adjudica almacenamiento stand alone a 64933 €/MWh/año, por debajo del coste en Italia

España ha adjudicado más de 10 GWh de capacidad de almacenamiento energético a través del programa FEDER, con un coste específico notablemente inferior al registrado en el Mercado de Suministro a Término de Capacidad de Almacenamiento Eléctrico (MACSE), el esquema homólogo de Italia. El valor medio español para sistemas stand alone se situó en 64933 €/MWh/año, frente a una estimación de 111000 €/MWh/año en el caso italiano.

“El valor equivalente a un apoyo a capex al inicio de los proyectos italianos, partiendo de los 13000 €/MWh/año durante quince años con una tasa de descuento del 8%, resultaría en aproximadamente 111000 €/MWh/año”, manifiesta Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN), en diálogo con Energía Estratégica.

La duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española. Aun así, el ejecutivo destaca que “parece que ha resultado más eficiente para la administración pública” el diseño español, debido a la menor intensidad de gasto público por unidad de capacidad.

La comparativa deja bien posicionada a la estrategia española en términos de eficiencia de gasto público, y no solo en los sistemas stand alone. En el caso de los proyectos hibridados, el coste específico asciende a 90142 €/MWh/año, aunque «con intensidades de ayuda del 75% al 85% del CAPEX en muchos casos, lo que refuerza su competitividad financiera», asegura García.

Cabe recordar que Italia ha emergido como uno de los mercados de almacenamiento más relevantes de Europa y un referente técnico por los avances recientes en su esquema MACSE y en la implementación de proyectos BESS.

Distribución tecnológica, criterios de puntuación y riesgos de ejecución hacia 2029

De los 133 proyectos adjudicados, el grueso corresponde a sistemas BESS, con 1925 MW y 6942 MWh, lo que representa una relación de 3,60 horas equivalentes. Estos aportan flexibilidad de ámbito diario y se agrupan principalmente en proyectos de 2 a 4 horas.

También fueron seleccionados proyectos de bombeo, con 182,5 MW y 1327 MWh, incluyendo uno de flexibilidad estacional con 30 horas de duración (32,5 MW / 991 MWh), y otros de ámbito horario. A esto se suman 240 MW y 1165 MWh destinados al almacenamiento térmico en centrales termosolares, con una media de 4,85 horas.

En el ámbito industrial, el almacenamiento térmico en usos térmicos recibió una adjudicación de 84,74 MW y 651 MWh, con una duración media de 7,69 horas, orientado a aportar flexibilidad semanal. De forma destacada, se aprobaron proyectos singulares de muy larga duración con baterías, como uno de 15 horas (7 MW) y otro de 16 horas (5 MW).

“Esto supone flexibilidad semanal con baterías, algo que será singular a nivel mundial”, subraya Raúl García Posada.

También se seleccionaron sistemas térmicos de muy baja potencia, pero con duraciones inéditas: uno de 77 horas (0,39 MW), otro de 43 horas (0,23 MW) y un tercero de 37 horas (2 MW), que podrían ampliar su potencia de carga eléctrica a través de líneas como la IF25 Heat Auction abierta por la Comisión Europea.

Otro aspecto destacado del diseño del programa FEDER es el criterio de “puntuación de cadena de valor”, que premia a los proyectos cuyos componentes son diseñados, fabricados, integrados e instalados dentro de la Unión Europea. Según explica el director de ASEALEN, “se obliga a una puntuación mínima de 3 puntos sobre 6”, lo cual en la práctica limita el número de proveedores y exige una evaluación más compleja entre coste e integración local.

“Este criterio ha sido decisivo: la diferencia entre ganadores y perdedores en una misma comunidad autónoma ha estado en menos de 3 puntos”, explica García, y agrega que esto fue “prácticamente el único parámetro de elección”, dado que la madurez del proyecto y la tipología de empresa eran variables fijas.

La resolución definitiva también implicó una reducción de proyectos respecto de la versión provisional, pasando de 143 a 133 iniciativas seleccionadas. Esto implicó una redistribución territorial, con recortes en Andalucía y Baleares, incremento de adjudicaciones en Castilla y León, y ajustes en Cataluña, donde “se reducen los proyectos pero se incrementa la potencia, aunque se reduce un poco la capacidad de almacenamiento”, señala García.

Respecto a los plazos, el cronograma oficial fija el límite de ejecución en enero de 2029, tres años desde la resolución definitiva que deberá publicarse antes de fin de año. Sin embargo, sólo 26 proyectos contaban con licencia de obras al momento de la adjudicación, lo que transforma a la tramitación administrativa en el principal riesgo para el cumplimiento.

Además, García advierte que los proyectos con puntuaciones altas de cadena de valor, con 5 o 6 puntos, podrían verse afectados por la baja capacidad de fabricación de celdas estacionarias en Europa, si varios se ejecutan en paralelo. A esto se suma el riesgo financiero en los casos con baja intensidad de ayuda, aunque aclara que “muchos tienen ayudas por encima del 60% y no deberían tener dificultades para conseguir la financiación restante necesaria”.

Por otro lado, las tecnologías de bombeo y almacenamiento térmico requieren plazos de diseño y obra más extensos, ya sea por necesidades de obra civil o por la integración en procesos industriales, lo que añade un grado de complejidad adicional al calendario.

Aun así, el director de ASEALEN confía en que el ecosistema podrá responder a tiempo: “Creemos que todos los proyectos que están propuestos tienen tiempo suficiente para cumplir las condiciones de las ayudas a tiempo”.

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España aprueba nuevas reglas de acceso a redes para demanda y BESS: publicará mapa de capacidad en febrero de 2026

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) oficializó la aprobación de las Especificaciones de Detalle (EEDD) que establecen los criterios técnicos y metodológicos para determinar la capacidad de acceso de la demanda a las redes de transporte eléctrico en España. La medida se enmarca en el artículo 18 y el anexo III de la Circular 1/2024, y aplica a todas las solicitudes nuevas de acceso, así como a aquellas que busquen modificar permisos existentes.

Estas nuevas reglas impactan de lleno al almacenamiento en modo demanda, incluyendo tanto instalaciones BESS en configuración stand alone como aquellas integradas en esquemas de hibridación con generación, y definen de forma explícita los tipos de capacidad de acceso que podrán obtener: firme, flexible o para autoconsumo con generación.

“La capacidad de acceso resultante de aplicar estas especificaciones de detalle será capacidad de acceso firme para consumidores”, establece la resolución, dejando claro que también se contempla una capacidad flexible para instalaciones de almacenamiento, en un paso que busca adaptar la red a las nuevas dinámicas de consumo y participación activa del usuario final.

Además, se confirma que el 2 de febrero de 2026 Red Eléctrica de España (REE) publicará por primera vez los mapas de capacidad de acceso de demanda, en cumplimiento de lo dispuesto en el resuelve tercero de la resolución. A partir de entonces, las solicitudes de acceso se evaluarán de acuerdo con esta nueva metodología, que incorpora consideraciones nodales, zonales y por comportamiento dinámico y estático.

Cabe recordar que el sector renovable español reclama una planificación integral y coordinada entre la red de transporte y distribución, que anticipe los polos reales de crecimiento de demanda y evite cuellos de botella. También se alerta que la planificación a cinco años deja fuera proyectos industriales urgentes, y que el despliegue de redes y almacenamiento ya llega tarde frente a las necesidades del territorio.

El alcance de las Especificaciones es amplio. Abarca tanto a los consumidores conectados directamente a la red de transporte como a los que, desde la red de distribución, requieran un informe de aceptabilidad debido a su influencia sobre la red de transporte. Se incluyen también los gestores de red, titulares de instalaciones de distribución y consumidores que operen bajo el régimen de autoconsumo con generación.

En lo técnico, se definen tres grandes criterios de evaluación: potencia de cortocircuito (WSCR), comportamiento estático y comportamiento dinámico, aplicables según el tipo de instalación y conexión. Particularmente, las instalaciones CEP (consumo con interfaz de electrónica de potencia) estarán sujetas a límites por potencia de cortocircuito, debido a su influencia sobre la estabilidad del sistema.

Se introduce también la figura de las Zonas de Influencia Común, utilizadas para asignar capacidades compartidas en casos donde varias instalaciones afectan de forma significativa un mismo punto de la red. Esta zonificación, tanto para criterios estáticos como dinámicos, se construye con herramientas como la matriz de sensibilidades de flujo y modelos estadísticos aplicados sobre el escenario de referencia.

La determinación del punto de conexión no dependerá exclusivamente de la voluntad del solicitante. Red Eléctrica de España (REE), tendrá potestad para definir la subestación y posición exacta de conexión, considerando la viabilidad técnica y el menor coste para el sistema, según lo dispuesto en el Procedimiento de Operación 13.1.

Uno de los aspectos clave es la obligación de publicación mensual de información actualizada sobre la capacidad de acceso en los nudos de transporte, dentro de los cinco primeros días del mes siguiente. Esta publicación deberá incluir valores de referencia en los puntos frontera transporte-distribución y estará sujeta a criterios previamente comunicados a la CNMC.

El documento también detalla medidas transitorias y plazos concretos. Por ejemplo, en un plazo de dos meses desde la entrada en vigor, REE deberá crear un grupo de trabajo con tecnólogos del sector para analizar una posible integración normativa de tecnologías grid-forming (GFM) aplicadas a MPE y CEP. Además, en seis meses, se prevé una propuesta conjunta con los distribuidores sobre el intercambio de información de permisos otorgados, esencial para la coordinación de nudos con influencia mutua.

También se fija que antes del 15 de noviembre de cada año, REE deberá remitir un informe a la CNMC justificando el uso de un percentil 98 (en lugar de 95) para el cálculo de capacidad de acceso por criterio estático en instalaciones de almacenamiento, con la opción de que se modifique a partir de 2027 si la autoridad lo considera necesario.

La resolución entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el BOE, aunque con excepciones puntuales, como el apartado 4.3 del anexo 1, que comenzará a aplicarse con los mapas de capacidad de octubre de 2026. Hasta entonces, se seguirán utilizando los escenarios de estudio vigentes. El documento ya fue remitido al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a REE y a las empresas distribuidoras para su implementación formal.

Con este paso regulatorio, el organismo da cierre a un proceso iniciado en 2024, en el que se conformaron grupos de trabajo y se incorporaron observaciones del sector eléctrico. La publicación del primer mapa en febrero de 2026 marcará un antes y un después en el acceso de la demanda a la red de transporte, según apuntan los organismos, y se espera que tenga implicancias directas sobre decisiones de inversión en proyectos de almacenamiento, autoconsumo e infraestructura industrial.

BOE-A-2025-25253

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Baterías, PPAs y nuevas tecnologías: los tres frentes clave del nuevo ciclo renovable en LATAM

El año 2026 está a la vuelta de la esquina y el nuevo ciclo de expansión renovable en Latinoamérica empieza a definirse a partir de tres pilares estratégicos: el fortalecimiento normativo para sistemas de almacenamiento, el diseño competitivo de contratos de compraventa de energía (PPAs) y la adopción de tecnologías que reduzcan los costos de implementación

Así lo plantearon representantes de Solis, GCL SI y Negratin durante el panel de apertura del evento virtual «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage», impulsado por Energía Estratégica.

Desde la perspectiva regulatoria, Jorge Ospina, service and product manager de Solis en Colombia, subrayó que la estabilidad normativa es condición indispensable para canalizar inversión extranjera y enfatizó que “el regulador debe continuar su marcha de forma clara y a largo plazo para incentivar las inversiones”.

Una visión similar compartió Enrique Díaz, development & investment managing Director de Negratin, quien advirtió que los cambios de gobierno sin consensos estables afectan la continuidad de las inversiones. 

“El marco regulatorio claro y estable se deriva de la política. Son inversiones de largo plazo y no pueden estar sujetas al devenir de los cambios políticos”, señaló durante el encuentro virtual que contó con transmisión en vivo. 

Asimismo, los sistemas de baterías se posicionan como una tecnología crítica en esta etapa, aunque aún sujeta a limitaciones regulatorias en varios países. Para Ospina, su incorporación no solo mejora la seguridad energética, sino que corrige ineficiencias estructurales.

En esa línea, destacó que se necesita un marco normativo integral que defina aspectos técnicos, operativos y financieros. 

“Es un adelanto que sectores con recursos para la innovación implementen baterías. Eso genera confianza y permite que la regulación, cuando se haga, sea más sólida”, sostuvo. 

Y en el caso de Colombia, considera que aún debe ser refinado el proyecto de resolución que presentó la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sobre condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de sistemas BESS, a fin de ofrecer claridad a todos los actores del mercado.

Claudio Loureiro, country manager Brasil y Argentin de GCL SI, también aportó su visión y adviertió que la expansión acelerada de fuentes renovables despachables comienza a producir fenómenos como la curva del pato, que exigirán una respuesta normativa coordinada

“La regulación de almacenamiento es necesaria, porque ya se empieza a tener excesos de demanda. Eso va a generar el efecto de la curva del pato, lo que requiere cuidado en la regulación y cómo se armará toda la matriz energética de un país”, indicó.

Otro punto clave que incide en la atracción de financiamiento es la estructura de los PPAs, que debe garantizar condiciones económicas y jurídicas favorables, ya que “el balance económico de oferta y demanda es importante porque define los precios de los PPAs”, según la mirada del experto de GCL SI; por lo que la escasez y el precio definirán las inversiones.

“Hay aspectos técnicos que condicionan la financiación, como que haya un mercado atractivo de PPAs en los países en los que se precise para financiar y con presencia de off-takers bancables”, complementó Díaz de Negratín.

Estrategias empresariales para la nueva etapa renovable

Ante este contexto, las compañías activan sus planes de expansión y diversificación tecnológica. Solis anunció el lanzamiento de nuevos modelos de la serie S6 de inversores y sistemas BESS para utility scale. 

Ospina explicó que el foco de 2026 estará puesto en la correcta instalación de los equipos, el fortalecimiento de certificaciones y el acompañamiento técnico a los clientes, a fin de que éstos y distribuidores estén preparados será el gran desafío en este proceso de hibridación para el año 2026.

GCL SI, por su parte, acelera su transición hacia tecnologías de última generación hacia nuevos paneles con tecnología tándem, que podrían alcanzar eficiencias de hasta el 45%, frente al 30% de los monocristalinos tradicionales. 

“Estamos trabajando con clientes alrededor del mundo en pilotos para entender el comportamiento de la perovskita tándem, su performance, beneficios y trabajo en campo”, detalló. En paralelo, la compañía continúa desarrollando N-Type TOPCon, e introduce soluciones back-contact para aplicaciones específicas.

En tanto, Negratin avanza hacia un modelo de negocio híbrido, combinando su rol tradicional de EPCista con el de generador (IPP). “Dimos el paso hacia adelante para lanzar proyectos esponsorizados por el propio grupo”, afirma Díaz, quien proyecta terminar el año con más de 100 MW en proyectos solares, y analiza iniciativas de almacenamiento sin pagos por capacidad en Colombia. También estudian oportunidades en Chile, en proyectos de menor escala cercanos a zonas urbanas.

El nuevo ciclo renovable en Latinoamérica ya no es una hipótesis: es un proceso en marcha que demanda regulación inteligente, contratos bancables y tecnología accesible. Estos tres vectores serán los que definirán la velocidad, estabilidad y profundidad del crecimiento renovable en la región.

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Guatemala esquiva el freno de la licitación de transmisión y acelera obras eléctricas con 110 proyectos activos

A pesar de que la licitación de transmisión PET-3-2025 fue declarada desierta, Guatemala mantiene activa su expansión de infraestructura eléctrica. Según confirmó la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) a Energía Estratégica, actualmente hay en marcha más de 110 proyectos de transporte eléctrico, ejecutados por iniciativa propia de los transportistas, como lo permite el marco regulatorio del país.

Entre 2022 y la actualidad, se incorporaron más de 450 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y alrededor de 1600 MVA de capacidad de transformación, lo que representa incrementos del 10% y 20%, respectivamente. Este crecimiento se sustenta en un esquema que habilita a los actores del sistema a impulsar obras sin depender de procesos licitatorios.

La PET-3 fue el primer llamado abierto en una década y, aunque no logró adjudicaciones, dejó lecciones claras para el futuro. El proceso se vio afectado por factores extra-regulatorios: demoras en trámites ambientales, disparidad en requisitos municipales y conflictos en torno al pago de servidumbres. Estas condiciones aumentaron la percepción de riesgo para los inversionistas, advirtió la CNEE.

Como respuesta, la entidad analiza modificaciones que permitan optimizar la estructura de riesgos, reformular esquemas de garantía y facilitar el desarrollo de proyectos en las regiones donde se requieren nuevas obras. Estas propuestas serán presentadas al Ministerio de Energía y Minas (MEM), que tiene la responsabilidad de aprobar las bases licitatorias.

El próximo hito en ese sentido está previsto para enero de 2026, cuando el MEM publique el nuevo Plan de Expansión del Sistema de Transporte. A partir de entonces, la CNEE tendrá dos meses para definir las obras obligatorias que se deberán licitar. En los cuatro meses siguientes, se avanzará en la elaboración, aprobación y convocatoria de un nuevo proceso, que podría concretarse como PET-4.

Ese plan incluirá nuevas proyecciones de demanda, análisis de topologías de red, criterios de confiabilidad y resiliencia, con horizonte al año 2035. En paralelo, la red continúa ampliándose con proyectos activos: más de 20 nuevas subestaciones distribuidas de forma equilibrada entre áreas centrales e interiores del país, junto a 50 ampliaciones de instalaciones existentes y 40 obras de líneas nuevas o repotenciadas, que añadirán 600 kilómetros adicionales.

En esta etapa, destaca también la incorporación del almacenamiento como herramienta estratégica. Aunque el crecimiento de la red no se detuvo, el PEG-5 incluyó por primera vez sistemas BESS dentro del diseño técnico. La medida responde a estándares internacionales que priorizan flexibilidad operativa y capacidad de respuesta.

“El almacenamiento siempre es fundamental para la correcta administración de un sistema eléctrico, manteniendo criterios de eficiencia”, explicaron desde la CNEE. Su uso no está limitado por ninguna barrera legal, lo cual habilita que usuarios, generadores o transportistas puedan incorporarlo para optimizar sus operaciones, gestionar demanda o resolver restricciones.

El organismo considera que esta tecnología puede convertirse en un complemento relevante ante el aumento de generación renovable variable, ayudando a mitigar vertimientos, mejorar la estabilidad del sistema y evitar inversiones innecesarias.

En cuanto a generación, Guatemala sumó 400 MW de energía solar en 2025 y se espera un crecimiento sostenido en este segmento durante los próximos años. La generación distribuida y nuevos proyectos hidráulicos ganarán protagonismo, junto a una novedad en la matriz: centrales térmicas a gas natural en la región de Petén, que permitirán diversificar fuentes sin afectar la descarbonización.

En paralelo, la CNEE analiza proyectos estratégicos que podrían incorporarse al nuevo bloque licitatorio, como las subestaciones Buenaventura, Los Pinos, Cobán II, San Mateo Ixtatán y el segundo circuito de la línea Guatemala Norte – Panaluya. Estas iniciativas permitirán seguir avanzando en las metas de crecimiento del sistema eléctrico y garantizar la seguridad energética de cara al 2030.

“El mercado eléctrico guatemalteco es tan abierto y libre que no existe ninguna limitación para incorporar los sistemas de almacenamiento en las diferentes actividades”, afirmaron desde la Comisión. Esta característica permite que las decisiones tecnológicas se adapten al contexto sin requerir reformas legislativas.

Con una red en expansión y una regulación flexible, Guatemala se posiciona para dar el siguiente paso en la integración de renovables y consolidar un sistema resiliente, eficiente y moderno.

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JA Solar redefine su rol en Latinoamérica: de fabricante a socio estratégico de proyectos solares

JA Solar presentó una nueva hoja de ruta para su operación en Latinoamérica: dejar de ser solo un proveedor de módulos fotovoltaicos para convertirse en un socio estratégico integral.

Así lo afirmó Guillermo Rubiano, Technical Manager for Colombia, CAM & Caribbean, en el marco de una entrevista exclusiva durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, al anunciar que la compañía busca asumir un rol ampliado en el desarrollo de proyectos solares en la región.

La novedad marca un cambio estructural en la estrategia comercial y técnica de la empresa. JA Solar no solo pondrá a disposición tecnología de última generación, sino también herramientas financieras y soporte especializado para acompañar a los inversionistas en todo el ciclo del proyecto.

Se trata de una apuesta que busca fortalecer la bancabilidad, eficiencia y adaptabilidad de los sistemas en un entorno regional que se vuelve cada vez más competitivo.

“Queremos ser el aliado que todos los inversionistas quieren”, afirmó Rubiano, al destacar que la compañía ahora ofrece no solo módulos, sino también una gama de servicios que garantizan rendimiento técnico y financiero desde la planificación hasta la operación.

Uno de los ejes centrales de esta estrategia es la capacidad de ofrecer soluciones específicas para cada contexto climático. Con presencia en más de 100 países, JA Solar recopiló aprendizajes valiosos en regiones con condiciones extremas: climas fríos y secos en el sur de Latinoamérica, zonas montañosas con baja densidad del aire y áreas con alta humedad o viento.

“En Colombia tenemos pisos térmicos, donde las variaciones de temperatura, altitud y humedad relativa son el día a día”, explicó Rubiano.

Esta particularidad obliga a que los módulos mantengan su eficiencia ante cambios constantes, lo que vuelve indispensable contar con tecnología robusta y flexible.

En esa línea, uno de los lanzamientos destacados de JA Solar es el módulo ASD Blue 5.0, con 670 W de potencia y una eficiencia del 24,8%, basado en tecnología TOPCon tipo N. Esta innovación permite escalar potencia sin aumentar el área del módulo, optimizando espacio y aumentando la generación en instalaciones donde cada metro cuadrado cuenta.

Además de la eficiencia energética, la compañía remarcó que estos módulos están diseñados para resistir condiciones adversas de temperatura, viento y humedad, lo que los convierte en una solución idónea para los desafíos del territorio latinoamericano.

Una presencia regional con experiencia global

Con una red global que respalda su operación local, JA Solar traslada buenas prácticas y estándares internacionales a sus socios en la región. Este enfoque fue clave para posicionar a la empresa no solo como proveedor, sino como un actor relevante en la toma de decisiones estratégicas para nuevos proyectos solares.

Rubiano aseguró que la transformación de la compañía no es meramente comercial, sino estructural: “Hoy por hoy también ofrecemos una gama amplia de servicios y soluciones”.

La compañía acompaña proyectos desde la etapa de diseño, proponiendo configuraciones óptimas, hasta el soporte en aspectos financieros y técnicos clave para garantizar resultados sostenibles.

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SOLETRAX suministrará 48 MW de tecnología solar en un nuevo proyecto en España

SOLETRAX ha firmado un nuevo contrato para el suministro de tecnología solar en España, que aportará un total de 48 MW entre estructuras fijas y seguidores de un eje. En concreto, el acuerdo contempla 13 MW en estructura fija y 35 MW en seguidores solares 1P monofila, diseñados para maximizar la generación y optimizar el rendimiento de la instalación a largo plazo.

Además del impacto energético, el proyecto tendrá un efecto positivo en el entorno local, con una previsión de creación de aproximadamente 120 empleos directos e indirectos, y permitirá evitar aproximadamente 22.000 toneladas de CO₂ al año, contribuyendo a los objetivos de descarbonización del país.

El suministro de SOLETRAX comenzará en diciembre de 2025 y se extenderá hasta marzo de 2026. La ejecución por parte del desarrollador está prevista a lo largo de 2026, con finalización estimada a final de año.

Este acuerdo supone un nuevo avance en la consolidación comercial de SOLETRAX™ desde su fundación. Como señaló Miguel Giné, CEO de la compañía, “cada proyecto firmado con clientes de referencia nos permite afianzar nuestro track record y demuestra que la fiabilidad, la ingeniería y el producto propio son la base para convertirnos en un socio tecnológico clave en el segmento utility-scale”.

Sobre SOLETRAX

SOLETRAX es una compañía española especializada en el diseño y suministro de seguidores solares de un eje y estructuras fijas para plantas fotovoltaicas de gran escala. Con un fuerte foco en ingeniería y desarrollo de producto, y soluciones propias como TRXONE™ y FIXONE™, la empresa diseña equipos a medida para maximizar la generación y la fiabilidad con OPEX reducido.

SOLETRAX cuenta con un plan de entregas comprometido superior a 4 GW entre 2024 y 2029, afianzando su papel como socio tecnológico de referencia en proyectos utility-scale.

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Growatt ampliará a 10 años la garantía de sus inversores on-grid en Colombia

Growatt, proveedor global líder en soluciones fotovoltaicas y de almacenamiento de energía, anunció que a partir de 2026 todos sus inversores on-grid comercializados en Colombia contarán con una garantía estándar de 10 años. La medida consolida el compromiso de la compañía con la calidad del producto, la seguridad operativa y la sostenibilidad de las inversiones solares en el país.

La ampliación de garantía representa un hito estratégico para el mercado local, al ofrecer a integradores, distribuidores y usuarios finales un respaldo técnico y financiero más robusto para sistemas solares residenciales, comerciales e industriales. En un contexto de creciente demanda por equipos de alta confiabilidad, Growatt busca fortalecer la confianza en la tecnología fotovoltaica y elevar los estándares del sector.

Los inversores on-grid de Growatt, reconocidos por su alta eficiencia, arquitectura avanzada y compatibilidad con diversas configuraciones, incorporan ahora un valor adicional clave para la bancabilidad de los proyectos: una garantía extendida que reduce riesgos, mejora la proyección de desempeño a largo plazo y aumenta la competitividad frente a los desafíos del mercado energético colombiano.

Como uno de los principales proveedores de soluciones fotovoltaicas en América Latina, Growatt ha consolidado una presencia sólida en la región con centros de servicio y personal técnico local en México, Colombia y Chile, fortaleciendo su capacidad de acompañamiento y respuesta en cada mercado. Esta infraestructura regional respalda la operación de miles de sistemas instalados, garantizando soporte cercano y especializado.

“La ampliación de la garantía a 10 años refleja nuestra visión de largo plazo para el mercado colombiano y nuestro compromiso con la confiabilidad que demandan los proyectos solares actuales. En Growatt seguiremos impulsando la transición energética del país con tecnología de alto desempeño, soporte local y una apuesta decidida por el desarrollo sostenible,” afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt.

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Licitación de suministro de Chile: Enel vuelve a quedarse con el 100% de más de 3300 GWh

Enel Generación Chile volvió a consolidarse como la gran ganadora de una nueva licitación de suministro de Chile. La compañía fue la única adjudicataria de la convocatoria 2025/01, asegurando el suministro total de 3360 GWh entre los años 2027 y 2030 para clientes regulados del país. 

El precio promedio adjudicado fue de USD 64,499 x MWh, marcando un nuevo capítulo en la consolidación de la compañía dentro del mercado eléctrico chileno y también la segunda licitación consecutiva en la que una sola empresa obtiene el volumen completo adjudicado.

Los bloques subastados fueron divididos en cuatro zonas geográficas —norte, centro, centro-sur y sur—, cada una con tres bloques horarios: punta, valle y noche. En total, se licitaron 12 sub-bloques y Enel presentó ofertas económicas para todos ellos, logrando adjudicarlos en su totalidad. 

Según los registros, la compañía presentó 384 propuestas económicas, repitiendo su táctica de cobertura total y masiva en todas las combinaciones posibles de zona y franja horaria.

 

Y cabe recordar que la licitación de suministro 2025/01 se desarrolló con diversas particularidades con respecto a otros llamados, marco por el contexto electoral (el balotaje será el próximo fin de semana), vertimientos renovables, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.

De tal modo que sólo seis empresas generadoras participaron del proceso: Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy. Es decir que la magra participación convirtió a dicha convocatoria como la segunda con menor cantidad de oferentes de la última década.

Comparación con licitaciones anteriores

Con esta adjudicación, Enel repite la estrategia que ya le había permitido quedarse con el 100% de la licitación 2023/01 (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.

Es decir, el valor de adjudicación creció en un 13,8% en términos nominales en solo dos años, reflejando la evolución de la dinámica del mercado. A lo que se agrega que el resultado de la subasta 2025/01 consolida una tendencia iniciada en los últimos dos procesos: la concentración de adjudicaciones y el aumento del precio promedio.

Y en términos de concentración, los últimos dos procesos han representado una anomalía respecto a convocatorias anteriores, donde los bloques solían ser adjudicados a un conjunto más diverso de actores. 

En definitiva, el resultado de la Licitación 2025/01 deja una señal clara: Enel no sólo repite un hito, sino que desde el sector se plantea la importancia de evaluar ajustes normativos que promuevan una mayor pluralidad en los procesos licitatorios y que mantengan el equilibrio entre confiabilidad del suministro, precios razonables y fomento a la inversión en nuevas tecnologías.

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IDAE: Carmen López explicó las próximas ayudas para almacenamiento hidráulico y renovables llevando optimismo al sector

“Queremos que las ayudas se encuentren ya publicadas en enero, el plazo de presentación de solicitudes será más limitado que en convocatorias pasadas ya que las tenemos que resolver antes de agosto de 2026. Es un reto para nosotros”, expresó Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, al confirmar que el organismo activará una nueva batería de convocatorias para 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.

Se pondrán en marcha líneas específicas para bombeo hidroeléctrico, repotenciación de parques eólicos y centrales hidroeléctricas con almacenamiento, renovables innovadoras que incluye autoconsumo colectivo con almacenamiento y consumidores vulnerables e integración de renovables en infraestructuras existentes con almacenamiento y cadena de valor renovable para fabricación de equipos y componentes de tecnologías limpias y también soluciones térmicas como redes de calor y frío y sustitución de combustibles fósiles por renovables, todas con ejecución bajo un calendario exigente y ajustado.

“A corto plazo, en líneas de almacenamiento, exclusivamente va a salir una segunda convocatoria para bombeo”, anunció López Ocón, al destacar su valor por aportar gran capacidad de almacenamiento y seguridad y flexibilidad al sistema sin generar emisiones.

La repotenciación de instalaciones renovables será otro eje central del paquete, que podrá incluir o no sistemas de almacenamiento. “Vamos a sacar un presupuesto aproximado de 300 millones de euros, que se distribuirá entre dos programas uno para repotenciación eólica y otro de renovación tecnológica y medioambiental de minicentrales hidroeléctricas”, precisó López Ocón. Esta medida apunta a modernizar activos existentes y maximizar el uso de infraestructuras ya desplegadas, que, según la directora, “será una de las que lleve mayor dotación económica y donde puede haber mayor demanda”.

En paralelo, el IDAE lanzará otra convocatoria específica para renovables innovadoras, que contará con diferentes programas entre los que se encuentra el de autoconsumo colectivo con almacenamiento con participación de consumidores vulnerables, un programa con un enfoque social,  y otros como integración de renovables con almacenamiento en infraestructuras existentes. 

Además, el IDAE prepara una convocatoria específica para equipos de gestión de la demanda, que salió a consulta pública previa antes del verano y la previsión es que salga avanzado el 2026. Esta línea busca dinamizar un segmento emergente, considerado estratégico para mantener el equilibrio del sistema eléctrico ante el crecimiento de la generación renovable.

Impulso a la cadena de valor y producción nacional

La estrategia se completa con una nueva orden de ayudas orientada a reforzar la industria nacional de tecnologías limpias. “Resolvimos una primera convocatoria de ayudas de cadena de valor renovable en junio de este año, pero ahora vamos a 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”, explicó. 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 López Ocón, en línea con los objetivos del Reglamento de la Industria Neta Cero impulsado por la Unión Europea.

Las medidas se sumarán a los más de 10 GWh de almacenamiento que prevé adjudicar el IDAE de acuerdo con la propuesta de resolución definitiva recientemente publicada ., de la que podemos destacar los siguientes datos:

  • Capacidad total: más de 10 GWh de almacenamiento.
  • Regiones con mayor volumen de proyectos: Castilla-La Mancha, Andalucía, Aragón y Galicia.
  • Empresas líderes: Iberdrola, Endesa, Acciona Energía, Capital Energy, Grenergy, Naturgy y Greenalia.
  • Tipos de proyectos: sistemas de almacenamiento hibridados (principalmente solar fotovoltaica y también eólica), además de instalaciones de baterías independientes, almacenamiento térmico y bombeos.
  • Objetivo estratégico: mejorar la flexibilidad del sistema, reducir emisiones y facilitar la integración de energías renovables en todo el país.

“Vamos a seguir trabajando a lo largo del próximo año con estos programas de ayudas que hemos comentado y algunos otros más que no he mencionado  … unas ayudas que contribuirán a seguir avanzando en la descarbonización de nuestro sistema energético y de nuestra economía, pero también para la competitividad ide nuestras industrias y nuestras empresas”, concluyó la directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE en la  mesa redonda “Cómo rentabilizar el almacenamiento en un escenario de baja demanda”,durante el congreso organizado por APPA Renovables, donde Energía Estratégica estuvo presente.

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

La Secretaría de Energía de Argentina avanza en el pliego de licitación del proyecto AMBA I, la primera gran obra de transmisión eléctrica que será ejecutada bajo un nuevo esquema de concesión al sector privado, sin financiamiento estatal.

“Esperamos lanzar la licitación durante el primer cuatrimestre del año próximo”, anticipó la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, en diálogo con Energía Estratégica durante un evento organizado por la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de las Energías Renovables (CEA).

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.

“Todavía no hicimos evaluaciones sobre cuánto costará la obra”, señaló Tettamanti. No obstante, la funcionaria asegura que será financiada en su totalidad por el sector privado, como parte del nuevo modelo de concesión.

A diferencia de esquemas anteriores, el régimen actual traslada la inversión, construcción, operación y mantenimiento de las obras al capital privado. En este sentido, no se destinarán recursos públicos al desarrollo de los proyectos, y el retorno económico se realizará vía tarifa.

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.

“Estamos trabajando con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo para hacer el proceso exitoso. El acompañamiento del BID se concentra especialmente en el diseño de las garantías y en los puntos clave del pliego, con el objetivo que resulte atractivo y fiable para el sector privado”, sostiene Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.

“Los organismos internacionales podrían apoyar con las garantías, ver cuáles son necesarias”, planteó la secretaria de Energía, dando cuenta de la articulación con entidades que ya tienen experiencia en proyectos de infraestructura energética a gran escala.

“Se están diseñando todos los instrumentos necesarios para que el sector privado vea fiable el pliego”, asegura Tettamanti, quien remarcó que la prioridad es generar las condiciones adecuadas para que los inversores participen del proceso con previsibilidad.

Obras estratégicas en marcha

La apertura de esta primera licitación en el marco del nuevo régimen marcará un hito en la historia reciente de la infraestructura eléctrica argentina, que hasta ahora dependía casi exclusivamente de fondos estatales o multilaterales para su expansión.

Con AMBA I como punta de lanza, el Gobierno apunta a abrir una etapa de modernización de la red de transmisión, con actores privados al frente de los proyectos y el foco puesto en mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar mayor generación renovable.

¿Por qué? AMBA I es una de las tres obras seleccionadas por la cartera energética a mediados de 2025 como parte del plan de licitaciones para concesión privada. Las otras dos son:

La línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar generación renovable desde la región de Cuyo y parte de la generación de COMAHUE; y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la integración de la Patagonia al sistema troncal.

Estas iniciativas forman parte del 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).

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“Somos el Real Madrid de los fabricantes”: La metáfora que muestra el orgullo de Sungrow por su tecnología

Sungrow, uno de los fabricantes líderes en soluciones de electrónica de potencia para energías renovables, está profundizando su posicionamiento en Latinoamérica con una apuesta firme por el almacenamiento energético. En el marco del evento FES Southern Cone 2025, la compañía presentó avances clave en su portafolio de proyectos, incluyendo el sistema PowerTitan 3.0, y proyectó un fuerte crecimiento en países estratégicos como Chile, México y Perú.

Gonzalo Feito, director de la Región Andina, explica cómo la compañía logró consolidar 10 GWh en Chile, anticipa la expansión comercial en el resto de América Latina y reflexiona sobre los desafíos tecnológicos que marcarán el futuro del almacenamiento.

— Chile ha sido históricamente un mercado clave para la compañía. ¿Qué balance hacen en materia de almacenamiento?

Entramos a Chile en 2018 con inversores solares, pero a partir de 2020 comenzó a crecer fuertemente el interés por el almacenamiento. Hoy ya acumulamos 10 GWh en el país, de los cuales 3,1 GWh están en operación (COD), 3 GWh en comisionamiento y 4 GWh están garantizados para el primer trimestre de 2026.

¿Qué explica ese crecimiento tan acelerado?

Formamos parte desde el inicio del desarrollo de esta tecnología en el país. No solo llegamos temprano, sino que armamos un equipo técnico muy fuerte para acompañar a los clientes y formarlos. Eso nos abrió la puerta para participar en el primer gran proyecto de almacenamiento de Chile, de 640 MWh.

— Uno de los proyectos destacados está ubicado en el norte. ¿Qué características tiene?

Es actualmente el desarrollo solar más grande de nuestro portafolio regional. Integra 2000 MWh de almacenamiento y se va a hibridar con una ampliación solar de 2600 MWh. Está ubicado en el desierto de Marialena y se encuentra en proceso de entrega.

— Mirando hacia 2026, ¿cuáles son las expectativas comerciales en Chile?

Esperamos suministrar al menos 6 GWh en el país. Ya tenemos 4 GWh firmados y seguimos avanzando con otros proyectos en desarrollo.

— Más allá de Chile, Sungrow ha avanzado fuerte en otros países de la región. ¿Cuáles concentran hoy la mayor atención?

Perú, donde tenemos ya garantizados 900 MWh para el año que viene. Colombia, con una operación estable de 500 MWh anuales. Y México, que creemos que será la próxima gran potencia del sector renovable.

¿Por qué México? ¿Qué señales están viendo?

Porque hay una necesidad real de participación privada. El sistema está bastante debilitado y vemos que los famosos trámites fast-track están empezando a implementarse con seriedad. Además, los socios locales ya están yendo al mercado con propuestas concretas, con mucho más optimismo que en años anteriores.

— ¿Y cómo está evolucionando Centroamérica?

Muy activo. Guatemala y Honduras están fuertes, tanto en solar como en almacenamiento. También cerramos un proyecto muy importante en República Dominicana, luego de participar en un evento del sector.

— Más allá de los números, su carrera dentro de Sungrow también es una historia de expansión. ¿Cómo fue ese recorrido personal?

Soy ingeniero electrónico industrial. Empecé en 2008, instalando tableros eléctricos mientras estudiaba. Estuve cinco años en una empresa pequeña y luego pasé por varios fabricantes de electrónica de potencia en España. Entré a Sungrow como Country Manager de Chile y Argentina, luego sumé Colombia, el Caribe y toda América hispanohablante, menos Brasil.

¿Qué representa Sungrow en su carrera?

Siempre dije que entrar a Sungrow fue como llegar al Real Madrid de los fabricantes. Era la empresa a la que aspiraba llegar por su escala, su potencial y su capacidad tecnológica. Sentía que estaba entrando en una liga mayor, con desafíos reales y muchas oportunidades. Fue un crecimiento muy natural, pero también muy trabajado: tomé cada oportunidad con compromiso y poco a poco fui sumando más responsabilidades.

— Hoy lidera múltiples áreas dentro de la compañía. ¿Qué es lo que más disfruta de ese rol?

Ventas, operaciones, marketing, legal. Lo que más disfruto es el área comercial. Las ventas me encantan. Hay una energía que solo me da eso.

— Tecnológicamente, ¿cuáles son los desafíos más importantes que enfrenta el sector del almacenamiento?

— El mayor desafío es hacerlo más competitivo, como pasó con el solar. Tenemos que aumentar la densidad energética, mejorar la performance, la eficiencia y mantener la calidad. Pero lo vamos a lograr. El solar antes era carísimo, y hoy es la fuente más barata. Con las baterías va a pasar lo mismo.

— ¿Cómo responde Sungrow a esa exigencia desde el desarrollo de producto?

Este año lanzamos el PowerTitan 3.0 en Chile. Es una solución modular para grandes escalas, con altos estándares de seguridad, eficiencia y facilidad de instalación. Refuerza nuestra propuesta tecnológica y responde a las necesidades reales del mercado.

— ¿Tienen actividades previstas en el corto plazo para reforzar esa propuesta?

Este 11 de diciembre tenemos un evento virtual en el que vamos a presentar más detalles técnicos y comerciales sobre nuestros productos y avances en la región. Es una oportunidad para profundizar el vínculo con nuestros socios y mostrar cómo estamos acompañando el crecimiento del mercado.

Reviva la entreista completa aquí:

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Pinilla de Risen Energy: “El almacenamiento será uno de los grandes motores del mercado europeo en 2026”

Risen Energy, históricamente reconocido como uno de los grandes fabricantes de módulos fotovoltaicos, está ampliando su estrategia en Europa con un fuerte impulso hacia el negocio del almacenamiento energético. Durante GENERA 2025, el evento clave del sector en España, la compañía mostró su nueva línea de baterías para los segmentos residencial, comercial, industrial y utility scale.

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés Pinilla Antón, director de almacenamiento para Europa y Latinoamérica, detalla por qué España será uno de los motores del almacenamiento en 2026, analiza la evolución del mercado y explica cómo Risen busca diferenciarse en un entorno cada vez más competitivo.

  • Andrés, para comenzar ¿Qué productos nuevos están presentando este año desde Risen Energy?

Risen Energy está ampliando significativamente su enfoque hacia el almacenamiento, manteniendo al mismo tiempo una posición sólida en el negocio fotovoltaico. Este año presentamos nuevos sistemas para los segmentos residencial, comercial-industrial y utility, reforzando una estrategia donde el almacenamiento toma un rol cada vez más importante junto a nuestra oferta de módulos.

  • ¿A qué segmentos están apostando?

Venimos con soluciones enfocadas al almacenamiento comercial e industrial. Mantenemos nuestro equipo de 100 kW y 215 kWh, pero presentamos uno nuevo, un poco más robusto, con 125 kW y 261 kWh, ya con salida a 400 V, ideal para integrarse en sistemas de autoconsumo, fábricas o instalaciones industriales.

  • ¿En qué momento del mercado se da este lanzamiento?

Hasta ahora, venimos de muchos meses de cotizaciones con el objetivo de tantear el mercado, correr modelos financieros y ver si cierran los números. Todo indica que 2026 será un año clave para el almacenamiento en Europa, y creemos que ahí estará el gran despegue.

¿A qué se debe tanto entusiasmo?

Principalmente, los datos del mercado español. En 2025 ya acumulamos más de 800 horas con precios cero o negativos, lo que golpea fuerte a muchos nodos que están “achicharrados” de tanto curtailment. Hay proyectos que ya no son bancables sin almacenamiento. El almacenamiento deja de ser opcional y se vuelve un “sí o sí”.

  • Hay una sensación compartida de que habrá más volumen de negocio…

Muchos lo ven como una vía de salida: hibridar sus proyectos para volver a hacerlos viables. Las tramitaciones de hibridación en España llevan entre 18 y 24 meses, por eso los actores que lo vieron venir ya iniciaron en 2022 o 2023. Ahora están llegando a su RTB, y es el momento de empezar a comprar.

  • ¿Y cómo va a jugar Risen?

No queremos solo vender un producto de almacenamiento. Apostamos por ofrecer todo el ecosistema, una solución global. 

  • ¿Me explica el modelo?

Si sos un cliente final, te ayudamos desde la elección del sistema, pasando por EPCistas, convertidores, media tensión, EMS, hasta dos puntos clave: route to market y financiación. Queremos que el cliente sepa quién le va a operar su batería, y cómo va a exprimir hasta el último euro de rentabilidad. Tenemos partners interesados en invertir. El desafío es armar bien el modelo, los presupuestos, entender cómo hacer revenue stacking. Pero hay ganas de poner dinero si la propuesta está bien construida.

  • ¿Esta vez es en serio?

El año pasado muchos estaban explorando. Hoy el cambio es claro: ya no es un tema de precios ni de tecnología. Las celdas que se usan —como la de 280Ah para comercial-industrial o la de 314Ah para contenedores de 5 MWh— están hiperprobadas. El foco ahora es quién entrega antes. Los cuellos de botella están más en los transformadores de media tensión, que demoran hasta 30 semanas, no en los contenedores.

  • Hablas de tiempos de entrega, ¿qué plazos puede asegurar desde Risen?

Podemos garantizar 14 semanas FOB desde fábrica. Luego, el transporte marítimo depende del destino, pero estamos bien. Lo que suele retrasar los proyectos es el transformador de media tensión, donde los proveedores están dando plazos de 26 a 30 semanas.

  • ¿Y en medio de esta urgencia, qué espacio buscan ocupar?

Nos estamos enfocando en el programa FEDER. Cerramos un acuerdo con un socio estratégico local en España que nos permitirá entregar desde el primer trimestre de 2026 a los proyectos que ya están en fase RTB. Lo haremos con un modelo de integración local: nosotros suministramos los módulos y componentes clave, y nuestro partner se encarga del ensamblaje, pruebas y despacho.

  • ¿Qué tamaño tienen los proyectos en los que quieren jugar?

Tenemos capacidad para abordar proyectos de diferentes escalas, tanto en el segmento comercial-industrial como en utility. Gracias a la modularidad de nuestras soluciones, podemos adaptarnos al tamaño y a las necesidades de cada cliente. Nuestro enfoque es competir aportando valor con soluciones completas, donde el servicio, la integración y el soporte son clave.

  • ¿Y qué está pasando con el mercado de módulos? ¿Sigue siendo rentable?

Hoy el mercado de módulos atraviesa una etapa de fuerte presión en precios. Esto viene impulsado por el exceso de capacidad en China y por el impacto de los aranceles. Con la salida progresiva de algunos actores menos sólidos financieramente, esperamos un reordenamiento del mercado hacia un entorno más estable.

  • Entre comercial-industrial y utility, ¿dónde ven más movimiento hoy?

En comercial-industrial, la toma de decisión es mucho más rápida. Tenemos stock en Rotterdam y podemos entregar en 2–3 semanas. El volumen es menor, pero los contratos se cierran con mayor agilidad. En utility, en cambio, hay un análisis más profundo, donde entran en juego las garantías, el rendimiento y los tiempos de respuesta.

  • ¿Y cómo están viendo los retornos en ambos casos?

En comercial-industrial se busca recuperar la inversión en menos de 5 años, y se está logrando. En utility, las economías de escala permiten mejorar aún más los retornos.

  • En ese contexto, donde los precios siguen siendo clave, ¿qué están viendo con el litio? 

En los últimos 12 días subió más de un 10%, pero no es como el silicio para los módulos. No va a impactar igual. Tal vez tengamos una estabilización momentánea, pero esperamos que los precios sigan bajando, más por eficiencia y competencia que por materias primas.

  • Con ese panorama, ¿qué necesita tener una solución para destacarse? 

Mayor densidad energética, más capacidad en menos espacio, y modularidad. Contenedores de 20 pies con más kWh, que se transporten fácil. Ese es el camino para reducir el euro por kilovatio hora, que sigue siendo la métrica clave.

  • Proyectando a futuro, ¿qué te gustaría que haya pasado al cerrar 2026?

Primero, que el mercado de capacidad esté operativo, aunque sabemos que será agnóstico tecnológicamente y parte se la llevará el gas. Segundo, que el mercado de flexibilidad arranque, y tercero, que haya gestión de la demanda real: que las baterías participen tanto desde la generación como desde el consumo.

Con una oferta integral, alianzas estratégicas en España y una clara apuesta por soluciones modulares y eficientes, Risen Energy se posiciona para capturar una parte clave del mercado de almacenamiento que, según sus propias proyecciones, explotará en 2026. Para Andrés Pinilla Antón, la oportunidad está en entender que el valor no está solo en la batería, sino en cómo se gestiona, se financia y se integra en un ecosistema cada vez más exigente.

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Capture Energy aterriza en el sur de Europa anticipando un boom de almacenamiento y fija meta de 100 MWh a 2026

Con origen en Suecia, Capture Energy se ha expandido rápidamente en el norte de Europa gracias a su propuesta integral de almacenamiento y su capacidad de conectar baterías a los mercados de flexibilidad. Ahora, la firma apuesta por el sur del continente. En conversación exclusiva con Energía Estratégica durante Genera 2025, Daniel Boluda, director regional para el sur de Europa, explica cómo piensan replicar ese modelo en España, Portugal e Italia, qué oportunidades encuentran en Latinoamérica y cuáles son sus metas de instalación para 2026.

  • Daniel, para comenzar, ¿cómo describes Capture Energy para quienes aún no la conocen?

 Capture Energy es una empresa de almacenamiento nacida en los países escandinavos. Lo que la hace distinta es su enfoque integral: no solo provee la batería, sino también todos los servicios que giran a su alrededor. Hablamos de financiación, instalación, operación y, especialmente, la conexión con los mercados de balance energético. La idea es acompañar al cliente para que pueda obtener ingresos por flexibilidad, no solo ahorrar con el arbitraje horario. Esto aplica tanto para grandes instalaciones como para industrias o comercios que tengan consumos importantes.

  • ¿Y por qué crees que ese diferencial es tan relevante en el sur de Europa hoy?

Porque en muchos casos, el cliente recibe solo el hardware y después queda solo. Lo que nosotros buscamos es que incluso una empresa que tenga, por ejemplo, una fábrica o una granja, pueda usar su batería no solo para autoconsumo, sino también para participar activamente en la red. Es decir, ayudar a regular frecuencia, tensión o potencia. Eso ya ocurre en los países nórdicos y va a pasar en el sur también. España, por ejemplo, todavía no tiene ese mercado del todo abierto, pero va en camino. Es el momento justo para estar ahí.

  • Su trayectoria venía muy ligada a grandes empresas tecnológicas, ¿qué lo motivó a sumarse a este proyecto?

Venía de otras compañías, donde ya trabajábamos con soluciones comerciales e industriales. Pero este proyecto tenía algo que me atrajo especialmente: la posibilidad de emprender dentro de una empresa joven, con una propuesta que ya funciona y con muchísimo dinamismo. Es muy motivador arrancar algo nuevo, pero sabiendo que hay un modelo probado detrás. Se juntaron las ganas de hacer cosas distintas con una empresa que tiene la energía para hacerlo en un mercado nuevo.

  • ¿Dónde se fabrican los sistemas que ofrecen?

 Tenemos dos líneas de baterías. Una con componentes locales fabricados en Polonia y otra con alternativas en China. Además, la unidad controladora que permite conectar la batería a los mercados de flexibilidad se hace íntegramente en Suecia. También desarrollamos nuestro propio software, que se integra con plataformas de agregadores y optimizadores. Todo ese sistema en la nube está basado en Suecia. Es una solución completamente integrada.

  • ¿Con qué se encontraron cuando empezaron a presentar esta propuesta en el mercado español?

 Algo muy interesante: muchos actores del sector industrial y comercial aún no conocen que se puede ganar dinero con una batería más allá del arbitraje de precios. Los servicios de flexibilidad todavía son muy desconocidos para la mayoría. Pero eso, lejos de ser un problema, es una oportunidad. Si sos el primero en explicar esto y hacerlo funcionar, ganas terreno. El mercado está muy activo. España está en plena transformación, y lo mismo vemos en Portugal e Italia, que son los primeros países donde vamos a enfocarnos.

  • ¿Y por qué eligieron empezar por España, Portugal e Italia?

Porque son mercados donde el almacenamiento ya está creciendo, pero aún no se explotó el potencial de la flexibilidad. Son países que están comenzando a regular estas figuras, como los agregadores. Cuando se habilite esa estructura, el boom va a ser enorme. Nuestro objetivo es estar preparados antes de que eso pase, como ya ocurrió en el norte de Europa.

  • En ese camino, ¿cuál es el perfil de proyecto que más les interesa?

Trabajamos tanto en el segmento comercial-industrial como en el utility-scale. En este último estamos desarrollando proyectos de distintas escalas, incluyendo algunos que superan los 150 MWh,  aunque nuestro sweet spot está en soluciones por debajo de los 50 MWh, que suelen quedar fuera del radar de los grandes fabricantes. Y en el segmento comercial-industrial trabajamos con proyectos desde los 500 kW hasta los 10 MWh, pensados principalmente para autoconsumo con posibilidad de conexión a red. Ahí hay mucho por hacer y es donde vemos un gran dinamismo en la región.

  • ¿Cómo están trabajando el aspecto del contenido local y la cadena de valor europea?

 Muchos programas de ayudas, como los gestionados por el IDAE, exigen que ciertos componentes estén fabricados en Europa. Nosotros hoy ya tenemos una solución con “6 puntos” de contenido local, con todo fabricado en Polonia. Esto es muy valioso, porque hay proyectos que lo piden desde el inicio. Tener esa capacidad ya disponible nos permite sumar puntos y estar listos para los proyectos que lo requieren.

  • De cara al futuro, ¿están mirando hacia otros mercados fuera de Europa?

 Sí. Latinoamérica es un objetivo claro. Todavía no tenemos presencia directa, pero ya estamos analizando proyectos en Brasil, aprovechando los contactos que tenemos desde nuestra base en España. La idea es que, una vez consolidada la operación en el sur de Europa, podamos desembarcar rápido en América Latina. Vemos mucho potencial allí también.

  • Y mirando al 2026, ¿qué metas concretas se plantean?

 Este año ha sido de preparación, llevamos apenas tres meses operando. Pero en 2026 queremos haber alcanzado al menos 100 MWh instalados entre proyectos industriales y de utility de tamaño medio. Es un objetivo que vemos completamente posible por el tipo de soluciones que ofrecemos y el interés del mercado. No solo hablamos de entregar baterías, sino de generar ingresos adicionales para el cliente.

  • Desde una perspectiva personal, ¿qué te gustaría haber conseguido cuando llegue el momento de hacer balance en 2026?

 Más allá de los números, me gustaría haber ayudado a construir un ecosistema sólido en España, Portugal e Italia. Que Capture Energy esté presente en segmentos clave, pero sobre todo, que tengamos un equipo motivado, que sienta que esto está creciendo, que valga la pena el viaje que estamos haciendo juntos. Si logramos eso, ya sería un gran éxito.

La estrategia de Capture Energy se apoya en la flexibilidad como eje, con un modelo probado en el norte de Europa y ahora en plena etapa de expansión hacia el sur del continente. Con el foco puesto en mercados emergentes, soluciones integrales, y un equipo comprometido, la compañía se prepara para llegar a Latinoamérica y alcanzar los 100 MWh en instalaciones hacia 2026.

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La Comisión Europea publica nuevas normas para redes eléctricas con el fin de impulsar las renovables

La Comisión Europea publicó el nuevo “Paquete de Redes”, que incluye propuestas legislativas y documentos no vinculantes orientados a impulsar la inversión en infraestructuras eléctricas, acelerar los procesos de autorización y coordinar la planificación de la red a escala de la Unión Europea.

El paquete incluye:

  • Comunicación del Paquete de Redes (aquí)

  • Enmiendas sobre Permisos (aquí)

  • Enmiendas al Reglamento TEN-E (aquí)

  • Guía de Conexión a Red (aquí)

  • Guía sobre Contratos por Diferencias (CfD) (aquí)

Teresa Ribera, vicepresidenta ejecutiva para la Transición Limpia, Justa y Competitiva, declaró: “El Paquete Europeo de Redes es más que una política. Representa nuestro compromiso con un futuro inclusivo, donde cada región de Europa pueda beneficiarse de la revolución energética: energía limpia más barata, menor dependencia de combustibles fósiles importados, suministro seguro y protección frente a la volatilidad de precios. Simboliza nuestra determinación de superar desafíos a través de la unidad, ofreciendo una verdadera respuesta europea a un reto de magnitud europea”.

Dan Jørgensen, comisario de Energía y Vivienda, afirmó: “Un sistema energético verdaderamente interconectado e integrado es la base de una Europa fuerte e independiente. Para lograrlo, necesitamos una infraestructura moderna de cables, tuberías y redes totalmente interconectadas, que permita que la energía limpia, asequible y producida en Europa fluya de manera segura a todos los rincones de la Unión. Esto es exactamente lo que proponemos hoy: un proyecto energético común europeo que respalde la asequibilidad, la competitividad económica, la seguridad y la descarbonización”.

Mientras SolarPower Europe continúa analizando el paquete, la organización emitió la siguiente declaración inicial:

Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, señaló: “La Guía de Conexión a Red es el punto más destacado del paquete: va directo al problema. Ahora los Estados miembros tienen instrucciones claras sobre cómo diseñar reglas eficaces para conectar proyectos compatibles con la red, como las instalaciones híbridas solar + almacenamiento, y sobre cómo remunerar a los usuarios de acuerdos de conexión flexibles. Esta publicación ayudará a Europa a aprovechar mejor la infraestructura de red existente.

La Comisión Europea también ha dado el paso largamente esperado de introducir legislación específica de permisos para sistemas de almacenamiento energético. Esto permitirá conectar más rápidamente baterías, ya sea como plantas híbridas con solar o como instalaciones independientes. Es un avance crucial para multiplicar por diez la capacidad de almacenamiento en baterías en Europa hacia 2030.

Instamos a los colegisladores a mantener estas enmiendas enfocadas en los permisos. Ajustes específicos son positivos porque refuerzan el impacto previsto de la legislación original. Pero revisar el texto legal más allá de esa mejora puntual sería poco acertado. Las energías renovables necesitan, por encima de todo, certidumbre jurídica a largo plazo y una implementación efectiva.

La enmienda al TEN-E crea una nueva y esperada gobernanza para la planificación de redes a nivel europeo. Por primera vez, la Comisión Europea será responsable de garantizar que la planificación transfronteriza esté alineada con los objetivos climáticos y energéticos de la UE.

No obstante, falta el foco esencial en los operadores de redes de distribución (DSO). Estos operadores pueden reducir inmediatamente la presión sobre la red al gestionar cuándo se consume y vierte energía de manera óptima. Necesitan ser remunerados por incorporar flexibilidad —como la respuesta a la demanda— y por implementar soluciones no basadas en infraestructura tradicional, que pueden desplegarse más rápido que costosas ampliaciones de red.”

Notas

En cuanto a los próximos pasos, las enmiendas relativas a permisos y planificación (TEN-E) seguirán el proceso legislativo ordinario antes de su adopción, mientras que la comunicación y las guías no son legislativas y servirán para orientar el trabajo futuro de la Comisión Europea y de los Estados miembros.

Los acuerdos de conexión flexible se basan en que los usuarios de red acepten utilizar la conexión solo cuando haya capacidad disponible. En situaciones de congestión —por exceso de energía— el usuario deja de cargar o descargar de la red.

Resumen de los elementos del paquete

Enmiendas sobre Permisos

  • Hacen más difícil que los gobiernos designen zonas prohibidas para renovables.

  • Aceleran la concesión de permisos territoriales para almacenamiento independiente y la hibridación de plantas renovables con baterías.

  • Obligan a crear una plataforma digital para trámites de permisos.

Enmiendas al TEN-E

  • Establecen un escenario central de la UE para la planificación de redes de electricidad e hidrógeno.

  • Crean 8 “Corredores Energéticos” (Energy Highways).

  • Prioriza el principio de Eficiencia Energética Primero.

Guía de Conexión a Red

  • Reconoce la necesidad de transparencia, digitalización y flexibilidad en todos los niveles de tensión.

  • Enfatiza los sistemas híbridos, el almacenamiento y los proyectos compatibles con la red.

  • Sugiere introducir tarifas dinámicas y tarifas según horario (time-of-use).

Próximos pasos

Las propuestas legislativas pasarán ahora al Parlamento Europeo y al Consejo bajo el procedimiento legislativo ordinario. En paralelo, la Comisión seguirá trabajando con los Estados miembros y actores relevantes para implementar proyectos energéticos transfronterizos estratégicos, tal como se recoge en la segunda lista de Proyectos de Interés Común y Proyectos de Interés Mutuo. Esta cooperación será clave para desplegar rápidamente la iniciativa de los Corredores Energéticos, así como para acelerar permisos para proyectos de energías renovables, almacenamiento y puntos de recarga.

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S-5! adquiere firma española de ingeniería para atender la creciente demanda europea

 S-5! ha adquirido ESS Group Engineering Technical Center, una firma española de ingeniería, y ha inaugurado una nueva planta de manufactura en el norte de España. Esta expansión fortalece la capacidad de la compañía para suministrar soluciones de fijación solar y retención de nieve en toda Europa con mayor eficiencia y alineación regional, respaldando la creciente demanda y la expansión de su red de distribuidores en el continente.

Fundada en 2011, ESS Group Engineering Technical Center tiene experiencia especializada en fabricación de metal estampado y troquelado progresivo, particularmente en los sectores automotriz y aeronáutico. La adquisición añade un nivel significativo de capacidad de ingeniería a las operaciones europeas de S-5! y refuerza el liderazgo de larga trayectoria de la compañía en el diseño y la manufactura de anclajes para cubiertas metálicas. La operación en España ahora operará bajo el nombre ES5.

“Esta adquisición mejora nuestra capacidad de apoyar a los clientes en toda la Unión Europea”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.

“ES5 aporta una profundidad técnica que se alinea con los requisitos de nuestros productos y con la filosofía de nuestra empresa. Al combinar sus capacidades con el modelo de manufactura comprobado de S-5!, podemos producir cerca de los usuarios finales, mejorar los tiempos de entrega y ofrecer un soporte regional más sólido sin comprometer los estándares en los que confían nuestros clientes”, agregó.

Los antiguos directivos de ESS conservarán participación accionaria y continuarán liderando las operaciones diarias en la planta del entorno de Bilbao, garantizando continuidad técnica y una transición eficiente. S-5! está enviando equipos técnicos y de manufactura desde la planta de Texas hacia España para proporcionar capacitación práctica y apoyo en la transición.

“En Europa existe una amplia variedad de aplicaciones que requieren soluciones de fijación para cubiertas metálicas —desde sistemas solares hasta retención de nieve y diversas necesidades de montaje utilitario—. Esta nueva planta nos permite respaldar dichas aplicaciones en todo el continente, produciendo componentes de manera regional mientras mantenemos la disciplina de ingeniería, las prácticas rigurosas de pruebas y los estándares de calidad y certificación que respaldan cada producto que fabricamos”, añadió Haddock.

Manufactura Europea, Estándares Globales

La entidad satélite ES5 ha sido equipada con tecnología de última generación alineada con los procesos de producción establecidos por S-5! en Estados Unidos. Los productos fabricados en España nos permiten dar soporte a clientes en toda Europa y regiones cercanas, alineándose con los perfiles de cubiertas metálicas características de la región, mientras que los productos fabricados en EE. UU. se seguirán produciendo para otros mercados.

Harry Carner, vicepresidente senior de manufactura de S-5!, supervisa el desarrollo de la planta ES5 para reflejar los sistemas de calidad y de control de procesos utilizados en la operación de Texas. Cada etapa de producción —desde la certificación de materiales hasta el maquinado y la inspección final— sigue procedimientos establecidos que garantizan precisión y consistencia, ofreciendo resultados verificables sin importar dónde se fabriquen los productos.

La automatización sigue siendo fundamental para asegurar una producción rentable y una calidad uniforme. Con el liderazgo de Carner en mejora de procesos e innovación en manufactura, la nueva planta está posicionada para convertirse en una de las operaciones de manufactura más eficientes de Europa.

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BLC Power Generation escala globalmente con aliados estratégicos

Cada desarrollo energético exige mucho más que tecnología. Se necesita conocimiento del terreno, adaptación a normativas locales y una visión operativa que se traduzca en resultados concretos. En ese contexto, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, se consolida como socio estratégico para llevar adelante proyectos de alto impacto, integrando soluciones que responden a las realidades técnicas y regulatorias de cada mercado. 

Impulsada por alianzas estratégicas, BLC Power Generation continúa expandiéndose globalmente. En los últimos dos años, junto a socios como Ventus, 360 Energy, TotalEnergies y PowerChina, la compañía fortaleció su presencia internacional desarrollando proyectos de control de baterías en plantas híbridas, incorporación de sistemas de almacenamiento y gestión en parques eólicos, integrando tecnología escalable bajo una misma visión operativa. 

Este crecimiento sostenido le permitió consolidar su operación en países como Argentina, Colombia, Uruguay, Costa Rica, Guatemala y Estados Unidos, y actualmente se encuentra en proceso de ingresar a nuevos mercados estratégicos como México y Brasil. Su modelo de expansión está basado en tecnología escalable, acompañamiento técnico y relaciones de confianza construidas en el tiempo. 

Una solución, múltiples desafíos 

El diferencial de BLC Power Generation está en su forma de trabajar: actúa como socio técnico y operativo, construyendo alianzas con líderes globales del sector, integrando capacidades, compartiendo conocimiento normativo y adaptando cada solución al contexto local e internacional. 

Con Optimum PG, brinda una solución integral que se adapta a distintas tecnologías de generación, garantizando interoperabilidad, escalabilidad y control eficiente en entornos complejos. Estas alianzas estratégicas han sido clave para desplegar la solución en múltiples mercados, integrándola en proyectos con distintas configuraciones técnicas y operativas. 

“En BLC Power Generation creemos que las alianzas son claves para escalar la transición energética de forma inteligente. Cuando unimos capacidades, tecnologías y visión, los resultados se multiplican. Nuestro enfoque es claro: acompañar a cada cliente con soluciones confiables, con soporte local y con la flexibilidad que requiere cada entorno operativo”, afirma Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation. 

Pensamiento global, ejecución local 

Cada proyecto plantea desafíos únicos. Por eso, BLC Power Generation actúa como socio estratégico, aportando valor desde el diseño hasta la operación. Funciona como núcleo fundamental entre la escala global y la ejecución local, combinando conocimiento técnico, expertise normativo y presencial territorial para lograr resultados concretos y medibles desde el primer día. 

Su presencia consolidada en América Latina y en mercados internacionales emergentes reafirma una visión clara: estar donde la transición energética lo requiera, con tecnología confiable, experiencia en campo y compromiso real con cada cliente. 

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“El deporte me enseñó a dirigir la compañía”. José Luis Fayos de AXIAL: sus “secretos” como CEO y el tracker que inspira al mercado

José Luis, ¿qué cambió este año con respecto al anterior para Axial?

—Bueno, realmente no hubo un cambio súper trascendental, precisamente porque lo que hemos seguido haciendo es crecer. Llevamos cuatro años con tasas de crecimiento de doble dígito alto y la verdad es que estamos muy contentos. Nuestro posicionamiento va mejorando año tras año, y la imagen de la compañía se consolida en todos los mercados donde estamos. Cada vez ocupamos una posición más privilegiada.

— ¿Cómo se explica ese crecimiento sostenido en un contexto adverso de precios en el mercado? 

—Mira, siento no poder darte una píldora mágica de “receta perfecta” que cualquiera pueda replicar. Pero te pongo un ejemplo que le doy a mi hijo, que tiene 10 años y juega al tenis: la victoria es una consecuencia, no una causa. Es el resultado de mucho esfuerzo, motivación, constancia. Así trabajamos en Axial desde que la fundé. Mantenemos una filosofía firme, respeto al producto, al mercado y al cliente.

Y ese trabajo, año tras año, genera que un día –sin darte cuenta exactamente cuándo– rompes el techo de cristal. A partir de ahí, el crecimiento se vuelve recurrente. Eso sí: no vemos el crecimiento como un fin en sí mismo. Somos muy prudentes, porque también hay muchos ejemplos de crecimiento desmesurado que termina en fracaso estrepitoso.

—Preguntando en términos futbolísticos… ¿Cuáles consideras que fueron tus “goles”? 

—Uno siempre tiene momentos clave que marcan el devenir de la compañía. Uno fue mantenernos fieles a nuestro producto original. Cuando el tracker apareció en el mercado, muchos dejaron de lado la estructura fija, como si fuera de tercera división. Nosotros no. Mantenemos una división que diseña y fabrica estructura fija.

¿Ganaron mercado con esa decisión?

Eso nos dio mucha fuerza en mercados como Reino Unido, Irlanda y Francia. Luego, por supuesto, llegó el momento, hace muchos años, de desarrollar nuestro propio tracker. Y dije: “Cuando Axial haga un tracker, será uno de los mejores del mercado”. Y así fue.

—¿A qué te refieres con esa filosofía de estructura fija aplicada al tracker?

—Cuando diseñamos nuestros primeros trackers, llevamos ese concepto de rigidez estructural al producto. En 2015 creamos un sistema de bloqueo: el blocking system. Lo presentamos en 2017 en Intersolar, Múnich. En ese momento, era incomprendido. Costaba mucho que un cliente pagara ese diferencial.

Pero los technical advisors empezaron a exigir rigidez. Y todos nuestros competidores comenzaron a bloquear sus trackers. Eso nos dio una ventaja de años. Hoy, lo que somos se construyó con fidelidad a nuestra identidad, seguridad en los productos y orientación total al cliente. Esos son los tres pilares que forjaron el Axial actual.

—¿Y ahora qué ves hacia adelante?

—Estamos viendo un regreso fuerte de la estructura fija gracias a la hibridación de proyectos, con incorporación de baterías. Esto permite gestionar mejor la energía, aunque aumenta los costos. Muchos desarrolladores ya están reincorporando estructura fija. Por eso fue acertado nunca dejarla de lado.

A futuro, veo el mercado muy enfocado en eficiencia, producción y sofisticación técnica. Ya no sirve lo rudimentario. La presión sobre los costes exige equipos confiables, seguros y eficientes. Y ahí los fabricantes tenemos que estar a la altura.

—¿Qué lugar ocupa la inteligencia artificial en esa eficiencia que buscas?

—Un lugar enorme. Estamos implementando IA sobre todo en lo que no se ve: procesos internos, gestión de proyectos, producción. También en el hardware de seguimiento, agregando valor al rendimiento. No es solo software, es integración real con los sistemas.

—¿Esa innovación en IA es una ventaja real o se va a nivelar con la competencia tarde o temprano?

—Buena pregunta. Innovar en este sector no garantiza que mantengas una posición única. Te puede pasar que un competidor saque algo y digas: “¡Pero si es igual al mío!”. Lo he vivido. Por ejemplo, con el 1V bifila. Nuestro diseño ya incluía dos coronas y la junta homocinética o cardan. Hoy, todos lo hacen igual. Tenes dos opciones: frustrarte o sentirte satisfecho de haber marcado el camino, yo elijo la segunda.

—Entonces, ¿conviene innovar? ¿o copiar bien y rápido?

—Creo que conviene innovar. Porque incluso cuando copias, vas a tener que pasar por un proceso de prueba y error. Y si no lo manejas bien, puedes poner al cliente en una situación complicada. Ahora, copiar algo menor, sin riesgo, lo hacemos todos. Pero tener un equipo de ingeniería inquieto y creativo, eso sí que agrega valor real.

—De todos los productos que lanzaron, ¿cuál fue el que más orgullo te dio?

—Sin dudas, nuestro Tracker 2V TT con transmisión de bloqueo multi-corona. Es una estrella mundial. Es confiable, reconocido, y siempre nos posiciona con ventaja en las competencias por proyectos.

—Hablando de proyectos, ¿nos podrías compartir algunos números del año que se va? Megavatios, proyectos…

—Prefiero no dar cifras exactas porque estamos cerrando el ejercicio, y no quiero decir algo que luego no coincida. Pero sí te puedo decir que, en los últimos cuatro años, cada año fue el mejor de nuestra historia. Y 2025 va a volver a serlo.

—¿Cómo lo lograron en un contexto difícil, siendo un fabricante español, con toda la presión del mercado chino, etc.?

—Usando una analogía futbolera: cuando el Madrid le gana 4-0 al Barcelona, no es solo porque el Madrid jugó perfecto, también porque el Barcelona falló. Nuestro éxito es una mezcla de muchas cosas bien hechas: producto sólido, prestigio, respuesta al cliente… pero también, quizás, algunos errores de los competidores.

—¿Qué analizas en el actual escenario incierto a la hora de pensar en nuevos productos? 

—Vemos hacia dónde va la energía: el rol del hidrógeno, el almacenamiento, la escala de los proyectos… Todo eso impacta. El proceso completo de diseño puede durar desde un año hasta más, depende de muchos factores. Validaciones, pruebas, tunel de viento, terceros independientes… no es rápido. Pero preferimos tardar y evitar errores graves.

—¿Y el tamaño de los proyectos? ¿Les cambió en algo?

—Sí, muchísimo. Un proyecto de 5 MW requiere la misma gestión que uno de 100. Y cuando tenes volumen alto, los recursos no son infinitos. Hay momentos en los que tienes que decir que no a ciertos proyectos pequeños porque no dan los tiempos ni el equipo. No es desprecio, es realismo operativo.

– Antes de cerrar, quisiera consultarte acerca de tu rol como CEO… 

—Cuando fundé la empresa, nunca había dirigido una. Soy licenciado en Derecho. Mis primeros años fueron en la abogacía. Pero siempre me enfoqué en las personas. Lo más importante en una empresa es comprometer al equipo con tu visión, tu locura.

– ¿Qué aprendiste en este tiempo?

Con el crecimiento, aprendí a delegar. A veces me cuesta identificar a los nuevos, somos 200 solo en la oficina de Valencia donde yo estoy. Por eso tienes que tener un equipo sólido. Mi rol ahora es mas estratégico. Vivo cinco años adelante. Y trato de acertar más veces de las que me equivoco.

—Por último, tengo entendido que has jugado al básquet… ¿Qué hay en común entre el José Luis jugador de baloncesto al de hoy CEO de Axial?

—Era el base que el entrenador quería en pista cuando el partido se complicaba. No era el más rápido, ni el mejor tirador, pero entendía los tiempos, sabía a quién dársela. 

– El jugador que juega ante la presión…

Me gustaban esos partidos donde no pasas de media cancha y aún así dominas el ritmo.

– ¿Hasta qué edad has jugado?

Jugué hasta los 18. El equipo de mi pueblo estaba en ACB. Me retiré antes de que me retiren, como dicen. Después fui presidente del club unos años. Hoy juego al tenis. Soy un loco del tenis también.

—¿Cómo se llama el club?

—Es el Llíria

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España entra en “la era del kWh gestionado”: ejecutivos reclaman reglas claras y redes modernas para atraer inversión

El panel de debate “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, parte del webinar Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage” organizado por Energía Estratégica, dejó una opinión conjunta sobre España. Tres ejecutivos líderes del sector solar coincidieron en un diagnóstico común: el país está ingresando en una nueva etapa donde la gestión del kWh será más estratégica que la cantidad de capacidad instalada.

“El siguiente quinquenio que arranca en 2026 será el quinquenio de la gestión del kWh”, definió Andrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy. El ejecutivo sostuvo que ya no alcanza con producir energía renovable, sino que la clave estará en almacenarla y colocarla en el mercado en el momento en que tenga mayor valor.

A pesar del dinamismo que ha mostrado el país en el despliegue de renovables, los cuellos de botella en la red eléctrica se consolidan como la mayor barrera al crecimiento, tanto técnico como financiero. “Tenemos nodos saturados y más de 800 horas al año con precios cero o negativos”, alertó Pinilla.

Desde GameChange Solar, su Director General para Europa y Latinoamérica, Óscar Aira, coincidió: “Pasamos de una carrera por instalar megavatios a una fase donde buscamos ordenar y optimizar”

Aira destacó que los bajos precios de la energía, combinados con falta de previsibilidad regulatoria, “penalizan fuertemente la rentabilidad de los proyectos”, y generan fatiga inversora.

Por su parte, Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar para Europa y Latinoamérica, resumió la situación: “Venimos de un éxito absoluto en cuanto a participación renovable, pero ahora tenemos que enfrentar los retos de infraestructura, regulación y almacenamiento”.

Los tres ejecutivos fueron enfáticos en señalar que el capital está disponible, pero necesita visibilidad a largo plazo, reglas claras y una red robusta.

“Sin planificación de redes y sin señales regulatorias estables, no habrá inversión a futuro”, manifestó Aira. La falta de una interconexión efectiva con el resto de Europa convierte a España y Portugal en una “isla energética”, donde los excedentes no pueden exportarse ni gestionarse de manera flexible.

En ese sentido, todos coincidieron en que el desarrollo del almacenamiento es una necesidad estructural, no solo tecnológica. “El almacenamiento ofrecerá flexibilidad y robustez a la red, pero sólo será posible si hay reglas claras que realmente lo habiliten”, aseguró Contreras.

Consultados sobre el perfil de proyectos que marcarán el futuro inmediato, los tres panelistas coincidieron en que el mercado ya no premiará cantidad, sino calidad tecnológica y resiliencia económica.

“Los nuevos proyectos ya no serán solares o eólicos puros. Nacerán hibridados, con almacenamiento incorporado y con PPAs estructurados que protejan contra los precios negativos”, explicó Contreras.

Desde GameChange Solar, Aira aportó otra dimensión: “La confiabilidad tecnológica será clave. Hay que poder predecir la producción y el comportamiento de la planta a 30 o 40 años”. Para lograrlo, la estandarización logística y el diseño de algoritmos inteligentes serán herramientas indispensables.

En esa línea, desde Risen Energy advirtieron que el acceso a capital será más exigente, y que la bancabilidad dependerá de integrar tecnología probada, operadores expertos y optimizadores energéticos que maximicen el valor del kWh en tiempo real.

“La inteligencia artificial será central en esta etapa. No solo en O&M o predicción de precios, sino también para evitar fallos, optimizar ingresos y planificar en mercados secundarios”, destacó Pinilla.

Aira agregó que las empresas ya compiten en el desarrollo de algoritmos que no solo aumenten la producción, sino que generen datos confiables y decisiones automatizadas, tanto en seguimiento solar como en operación de trackers.

Contreras, por su parte, resaltó que la IA también está transformando la manufactura de módulos, con mayor trazabilidad, control de calidad y eficiencia logística, elementos clave para competir en utility-scale y también en el sector comercial-industrial.

Aunque los desafíos son grandes, los líderes del sector se mostraron optimistas respecto al potencial de España, especialmente si se consolidan reformas regulatorias, una planificación clara de redes, y si se avanza con el mercado de capacidad esperado para 2026.

“El mercado español puede parecer saturado, pero sigue siendo atractivo si se hacen bien las cosas: almacenamiento, PPAs innovadores e inteligencia artificial lo harán competitivo”, apuntó Pinilla.

Estrategias empresariales y objetivos hacia 2026

Yingli Solar apuesta por tecnología N-Type TOPCon, con módulos de alta eficiencia y bajo coeficiente térmico, diseñados para proyectos que integren hibridación y PPAs con flexibilidad. “Nos apoyamos en tres pilares: tecnología, servicio al cliente y robustez financiera”, enfatizó Contreras.

GameChange Solar trabaja en mejorar sus algoritmos de seguimiento solar y en reducir tiempos de construcción hasta un 30%, con estructuras premontadas y logística optimizada. “Nuestra empresa nació en Florida, con vientos de hasta 250 km/h. Robustez es nuestro ADN”, remarcó Aira.

Risen Energy combina su experiencia en módulos con el desarrollo de soluciones BESS tanto para C&I como para utility-scale. “La estrategia es integrar tecnología probada y nuevos modelos financieros adaptados al contexto español”, resumió Pinilla.

El análisis de este panel se enmarca en el camino hacia el Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid. Será la primera parada de la gira FES 2026, con nueve encuentros a lo largo de Iberoamérica, donde ejecutivos, inversores y autoridades debatirán sobre cómo escalar y diversificar portafolios renovables y de almacenamiento en un contexto desafiante, pero lleno de oportunidades.

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Gobierno de Perú destraba la ejecución de nueve proyectos renovables por más USD 6000 millones

El Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) de Perú, en coordinación con diversas entidades públicas, destrabó la ejecución de nueve proyectos de energía renovable que suman una inversión total de USD 6020 millones, que fortalecerán la capacidad de generación eléctrica del país y contribuirán al dinamismo económico, destacó la ministra Denisse Miralles.

La titular del MEF explicó que, a través del Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión (EESI), se logró coadyuvar a la obtención de procedimientos clave para sacar adelante proyectos de centrales solares y eólicas, además de una planta de hidrógeno verde, ubicados en las regiones de Arequipa, Moquegua, Piura, Lambayeque e Ica.

En Arequipa se viene impulsando cuatro proyectos que representan una inversión conjunta de USD 3949 millones: la Central Solar Fotovoltaica (CSF) Illa, con USD 374 millones; la Central Solar (CS) Solimana, con USD 150 millones; la CSF Babilonia, con USD 147 millones; y la Planta de Hidrógeno Verde – Fase 1, cuyo monto asciende a USD 3278 millones.

Asimismo, en Moquegua se desarrollan dos proyectos de energía renovable por un total de USD 590 millones: la Central Solar Rutas del Sol, de USD 318 millones, y la CSF Hanaqpampa, de USD 272 millones. En Piura avanza el Parque Eólico Bayóvar, con una inversión de USD 1056 millones; en Lambayeque, la Central Eólica Mórrope, de USD 353 millones; y en Ica, el proyecto CSF Wayra, con USD 72 millones.

La ministra Miralles destacó que los proyectos de energía renovable, como las centrales solares, eólicas y fotovoltaicas, son esenciales para reducir la dependencia de combustibles fósiles, disminuir emisiones contaminantes y robustecer la seguridad energética del país. Agregó que estas inversiones impulsan el empleo, dinamizan la inversión privada y promueven un desarrollo sostenible, contribuyendo así a la transición hacia una matriz energética más limpia.

La ministra también informó que, a noviembre de 2025, el Equipo Especializado de Seguimiento de la Inversión logró facilitar la obtención de 134 permisos, autorizaciones y aprobaciones necesarias para destrabar proyectos de distintos sectores: minería (64), transportes (28), electricidad (25), hidrocarburos (5), salud (4), agricultura (2) y educación (1). Estos avances se relacionan principalmente con aspectos ambientales, autorizaciones de funcionamiento, permisos hídricos y concesiones definitivas.

La titular del MEF señaló que estos resultados contribuyen al aumento de la inversión privada, que en el tercer trimestre de 2025 creció 11,4 %, la tasa más alta desde 2021. Este desempeño —afirmó— refleja la confianza de los inversionistas en el país y en su política económica.

Añadió que las inversiones bajo la modalidad de Asociación Público–Privada (APP) continuarán fortaleciéndose, dado que existe una cartera de proyectos y adendas por cerca de USD 23 000 millones para el periodo diciembre 2025 – diciembre 2026. A este impulso contribuirá el reglamento de la nueva Ley de APP, que apunta a asegurar una ejecución adecuada de las inversiones, fortalecer la gobernanza de PROINVERSIÓN, reducir los plazos de elaboración de estudios técnicos y optimizar las fases de los procesos APP. También contribuirán las medidas que se plantean implementar en el marco de las facultades legislativas solicitadas al Congreso.

Finalmente, la ministra resaltó que la ejecución de la inversión pública alcanzó S/ 49 168 millones entre enero y noviembre de 2025, lo que representa un crecimiento de 5 % respecto al mismo periodo del año anterior.

“El escenario actual es favorable para una mayor inversión y, por tanto, para lograr nuestras metas de crecimiento, mayor recaudación, empleo y bienestar para los peruanos”, concluyó.

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Sungrow lanza PowerTitan 3 en Chile y consolida 4,8 GW en ejecución en el país

Luis Biagini, Head of Sales Cono Sur de Sungrow, participó del mega encuentro Future Energy Summit Southern Cone (FES Chile) y confirmó el lanzamiento del PowerTitan 3 en Chile y destacó la expansión de la compañía en el país, donde ya acumula 4,8 GW operativos. Además, anticipó que en 2026 se acelerará la adopción de nuevas tecnologías como el gridforming y el hidrógeno verde.

La presentación oficial será el próximo 11 de diciembre, en un evento organizado por la empresa. Desde Sungrow aseguran que esta nueva solución será un hito en el mercado de almacenamiento energético a gran escala, ya que ofrece 6,9 MWh de capacidad por contenedor, integrando baterías e inversores en una misma unidad compacta.

Revive la entrevista completa con Luiz Biagini, Head of Sales Cono Sur de Sungrow, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=vtxxrYrv6Kw

Cabe recordar que Chile se posiciona como un punto estratégico en la hoja de ruta regional de la compañía. Su marco normativo, la alta participación renovable y la necesidad de respaldo flexible convierten al país en una plataforma de despliegue de nuevas tecnologías. La empresa proyecta un crecimiento significativo de su capacidad instalada para 2026.

Sungrow opera en más de 70 países y destina más del 50% de su personal a investigación y desarrollo, lo que le permite anticipar tendencias y ofrecer soluciones alineadas con los desafíos actuales.

Uno de los desarrollos más destacados es su sistema de enfriamiento líquido compartido entre baterías e inversores, presente en los PowerTitan 2 y 3, que mejora la eficiencia térmica y reduce espacio operativo.

Más allá del hardware, la compañía apuesta fuerte por el desarrollo de gridforming, tecnología que permite a los inversores generar señales de frecuencia y voltaje, reforzando la estabilidad de la red en sistemas con alta penetración renovable. Esta funcionalidad se proyecta como una exigencia técnica en futuros proyectos, y Sungrow ya trabaja para incorporarla de manera estándar.

El hidrógeno verde también aparece en el horizonte. Si bien la empresa aún no ha comunicado avances formales, Biagini anticipó que habrá novedades durante la quinta edición del Future Energy Summit en 2026.

Otro de los ejes centrales de la estrategia de la firma es la bancabilidad de sus tecnologías.

“Es una compañía que tú puedes presentar en un proyecto a un banco y ese banco dice: ‘Maravilla, te puedo dar la plata que necesitas para que el proyecto salga’”, señaló Biagini.

La confianza de las entidades financieras en la trayectoria técnica y comercial de Sungrow facilita el cierre de acuerdos de inversión.

Con una oferta que integra sistemas de almacenamiento, electrónica de potencia, ingeniería y soporte financiero, Sungrow busca liderar el despliegue de BESS en el Cono Sur.

“Creemos que esta tecnología va a sorprender al mercado eléctrico, no solo en Chile, sino en toda la región”, concluyó.

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De Nextracker a Nextpower: una nueva identidad para una plataforma tecnológica totalmente integrada

Genera 2025 ha representado un momento especial para Nextpower, ya que este ha sido el primer escenario en Europa donde la compañía ha presentado su nueva identidad corporativa. Este es un rebranding que refleja la evolución estratégica y el crecimiento que la compañía ha experimentado en los últimos años. Lo que comenzó como un proyecto pionero en seguimiento solar se ha transformado en una plataforma global de tecnologías energéticas integradas, diseñada para responder a las necesidades actuales y futuras del mercado.

“Nuestros clientes buscan soluciones integradas que sean coherentes, se instalen más rápido y ofrezcan un rendimiento superior y confiable durante toda su vida útil. En los últimos años hemos ampliado cuidadosamente nuestro portafolio para construir una plataforma tecnológica completa que aporta beneficios significativos en toda la cadena de valor de la energía solar», señaló Dan Shugar, Founder & CEO de Nextpower

Nextpower: una plataforma integrada, inteligente y escalable

Nextpower ofrece un ecosistema unificado de soluciones estructurales, eléctricas y digitales, diseñado para optimizar cada etapa del ciclo de vida de un proyecto solar a gran escala:

  • Seguimiento solar avanzado para máxima fiabilidad operativa y mayor producción energética
  • Soluciones digitales inteligentes, software y herramientas de monitorización para simplificar la operación y el mantenimiento
  • Una cadena de suministro global sólida, orientada a reducir riesgos y acelerar los plazos de entrega
  • Capacidades de fabricación y logística escalables, preparadas para proyectos de cualquier tamaño

Lo que viene: innovación continua y expansión tecnológica

Nextpower continúa ampliando su plataforma tecnológica. Entre las iniciativas más destacadas se encuentra la nueva línea de sistemas de conversión de energía (PCS) a escala utility, con los primeros envíos previstos para 2026, así como capacidades digitales y soluciones a nivel de sistema orientadas a maximizar la confiabilidad y el rendimiento a largo plazo.

Para explorar la nueva identidad, la visión estratégica y el portfolio completo de soluciones, visite el sitio web de Nextpower.

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IFC elige a Uruguay para su primera inversión mundial en hidrógeno verde

La Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, anunció su primera inversión en hidrógeno verde a nivel mundial junto al Grupo Santander para desarrollar Kahirós, el primer proyecto de este tipo en Uruguay. Esta iniciativa creará empleos y posiciona el país como referente regional en soluciones energéticas limpias escalables.

En un contexto donde menos del 5% de los proyectos de hidrógeno verde anunciados a nivel mundial han alcanzado la etapa de inversión, este hito refleja el compromiso de IFC con sus clientes en la ampliación del acceso a fuentes diversas de energía y demuestra el potencial de soluciones sostenibles y escalables en mercados emergentes.

El proyecto contará con un préstamo verde de US$20 millones de IFC e integrará energía solar, producción de hidrógeno y transporte eléctrico en un solo sistema. La energía del sol se utilizará para producir hidrógeno verde, que abastecerá a una flota de seis camiones especialmente diseñados para transportar madera hacia Montes del Plata, una de las principales plantas de celulosa del país.

Eso permitirá reducir 870 toneladas de CO₂ al año -equivalente a retirar más de 300 autos de circulación- y sentar las bases de una nueva industria con potencial para generar más de 30.000 empleos directos hacia 2040.

“Uruguay ha logrado avances notables en la expansión de fuentes de energía renovable, y este proyecto representa un paso importante hacia la descarbonización de sectores difíciles de abatir, como el transporte”, afirmó Alfonso García Mora, vicepresidente de IFC para Europa, América Latina y el Caribe. “El Grupo Banco Mundial está comprometido a apoyar proyectos pioneros e innovadores que generen empleos de calidad y sirvan como modelos replicables en América Latina y más allá”.

“Desde Grupo Santander se impulsa Kahirós convencidos de su potencial transformador, y la incorporación de IFC confirma la solidez y proyección global de esta iniciativa. Esta alianza refleja una sinergia ejemplar entre instituciones comprometidas con liderar la transición energética y demostrar que desde Uruguay se puede marcar el rumbo hacia un futuro más sostenible”, señaló Gustavo Trelles, country head de Santander Uruguay.

Kahirós, un consorcio integrado por las empresas uruguayas Ventus, Fidocar y Fraylog, junto al Grupo Santander y con apoyo financiero del Renewable Energy Innovation Fund (REIF) de Naciones Unidas, comenzará a operar a fines del 2026. Siendo la primera solución integral de hidrógeno verde para el transporte de carga en Uruguay, marcará un hito en la reducción de emisiones en el sector logístico y forestal, y servirá como modelo para la expansión de estas tecnologías limpias en otros mercados.

«Es un orgullo poder ser partícipes de la innovación que se necesita para una transición energética sostenible. Como comentamos cuando se lanzó el proyecto, es otro aporte que esperamos sume al posicionamiento del Uruguay como un país estratégico para el desarrollo de esta nueva tecnología y muchas otras inversiones. Nuestro compromiso es que Kahirós sea un referente regional y mundial desde donde compartir aprendizajes y oportunidades”, comentó María José González, directora del Proyecto Kahirós.

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Precios de hasta USD 38 MWh en Chile, así son las ofertas de la nueva licitación de suministro

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile abrió las ofertas económicas de las seis empresas presentadas en la Licitación de Suministro Eléctrico 2025/01, cuyo objetivo es asignar 3360 GWh para abastecer el consumo de energía eléctrica de clientes regulados entre 2027 y 2030.

En total hubo 708 propuestas de precios, con ofertas económicas ofertadas que fluctúan entre USD 38 y USD 120 por MWh, a un precio promedio por oferente entre USD 60,9 a USD 81,2 por MWh, repartidos de la siguiente manera: 

  • Guacolda Energía: 93 ofertas – USD 72,34 MWh de precio promedio; 
  • Enel Generación: 384 propuestas – USD 74,59 MWh
  • Evol Energy: 12 ofertas económicas – USD 67,57 MWh de promedio
  • Grenergy: 27 ofertas – USD 61,58 MWh
  • BTG Pactual: 72 propuestas – USD 63,88 MWh de valor medio
  • Colbún: 120 ofertas económicas – USD 85,13 MWh

Cabe aclarar que la cantidad de ofertas económicas se debe a la segmentación de cuatro bloques zonales, que a su vez cada uno de ellos se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59. 

La particularidad es que la diferencia de precio de oferta entre regiones y bloques horarios fue relativamente pequeña. En las horas sin energía solar, el 70% de las ofertas superaron los US$71/MWh y el 92%, los US$61/MWh. En el bloque solar, el 66% de las ofertas superaron los US$68/MWh y el 90%, los US$58/MWh, a pesar del claro exceso de oferta de capacidad solar fotovoltaica en ese horario, según datos del sector. 

Adicionalmente, el precio de reserva – o valor máximo – fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), se situó entre USD 80 – 95 por MWh, según el bloque de suministro y la respectiva segmentación zonal y horaria. Por lo que algunas de las todas las ofertas económicas exceden el precio de reserva o valor máximo fijado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Esto significa que los precios se mantuvieron en un rango más amplio con respecto a lo visto en la licitación de suministro 2023/01, ya que el precio promedio ponderado de la oferta se situó en US$72/MWh, frente a los US$62,2/MWh observados en la subasta de 2023 (adjudicada en 2024).

Aunque desde el sector eléctrico chileno ya vaticinaron que la vigente convocatoria estaría marcada por condiciones actuales que reducen el espacio para maniobras arriesgadas, incluyendo excedentes energéticos y un entorno regulatorio aún incierto. 

Pero a la vez, este llamado licitatorio resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en el país.. 

Y si bien la principal proyección apunta a favor de Enel por la cantidad y competitividad de sus ofertas, la/s empresa/s ganadora/s recién se revelarán a lo largo de la corriente semana, ya que el proceso continuará este mismo martes 9 de diciembre con la comunicación formal de adjudicación en primera o segunda etapa, aunque el acto público está previsto para el jueves 11/12. 

Pero en caso de necesitar una segunda etapa de subasta para lograr la adjudicación del total del suministro licitado, se realizará ese mismo día 11 de diciembre y la adjudicación será el 12/12, conforme al cronograma establecido en las bases de licitación.

A continuación, el detalle de las 708 ofertas económicas:

Listado ofertas económicas – Licitación de suministro Chile – Hoja 1

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Marco Ricci, Solís y su “verdadera historia”: pasó del seleccionado de Voleyball a liderar área de ventas en Latinoamérica

— Marco,  para comenzar…¿qué está presentando hoy Solís?

— Hoy, aquí en Santiago de Chile, estamos presentando las nuevas soluciones All-in-One, con nuestros nuevos inversores híbridos, en una solución que es el Prime Power, que va a ser de 50 kW de potencia del inversor en un gabinete con hasta 109 kWh de storage, que se pueden poner en paralelo hasta 10, y cada uno con hasta seis cadenas de baterías. 

–  ¿Y la otra tecnología que podemos ver?

Es el hermano mayor, que es el Evercore, que va a tener el inversor de 125 kW híbrido, actualmente el más grande del mundo en el mercado, con hasta 261 kWh de storage, otra vez por 10 en paralelo. Entonces estamos hablando de más de 15 MWh potencialmente.

— ¿Por qué se embarcaron en esta línea de innovación?

— En Solis somos pioneros de los inversores híbridos. Tenemos más de 1.000 ingenieros en investigación y desarrollo. Nuestro fundador y actual CEO es uno de los mayores expertos en inversores a nivel mundial. El mercado está cambiando: el on grid ya queda obsoleto. Las condiciones económicas, tarifas y consumos demandan soluciones con baterías. Por eso lanzamos esta nueva línea Solarator, que integra inversores solares con generadores auxiliares.

— Se te nota muy entusiasmado..

— Siempre fui una persona que cuando se pone un objetivo se pone la camiseta. Como ingeniero y ex EPCista, usé equipos Solis sin imaginar que algún día trabajaría con ellos. Hoy, desde lo comercial, mi formación me permite ver el potencial. Pero también creo que todos tenemos un deber en reducir nuestra huella de carbono. Poder aportar, aunque sea una gota, es algo que me impulsa.

— Tenés un discurso con mucha influencia del deporte. ¿Qué lugar ocupa en tu vida?

— Desde los seis años jugué voleibol profesional durante más de 25 años. Para mí es el deporte más desafiante mental y colectivamente. En volleyball sos un “All-in-One” con tu equipo. 

-¿En qué sentido?

Todo depende del otro. No hay contacto físico, así que no hay desahogo. La única forma de “venganza” es técnica. Hay que esperar la próxima bola y superarlo con inteligencia. He visto físicos impresionantes perderse en partidos por falta de concentración o capacidad mental.

— ¿Qué quedó del Ricci jugador al líder de ventas de hoy?

— La determinación de ganar. Pero sobre todo, sacar lo mejor de cada uno. En volleyball no podés ganar solo. Si no hay equipo, no hay victoria. He visto equipos en papel más débiles que ganan por espíritu. Esa empatía, ese ir más allá del obstáculo, es lo que intento replicar.

— ¿Y esa empatía cómo se lleva a los clientes?

— En México somos líderes hace años, aunque no es un mercado de mi responsabilidad directa. Pero en el resto de Latinoamérica, empezamos en 2021 con un evento en Colombia, donde nadie conocía la marca. De ahí fue sembrar: alianzas, exposiciones, visitas, construcción de marca. 

-¿Valió la pena?

Hoy somos top 3 en Colombia, número uno en DG en Chile, y estamos muy fuertes en muchos países de la región. Fue un camino intenso, desafiante y de mucho orgullo.

— ¿Cuántos viajes hacés al año?

— Los últimos tres años hice más de 80 vuelos por año. Este año, por primera vez, pasé más de dos semanas seguidas en casa. Antes, volvía y a los pocos días salía de nuevo. 

-Más comprometido de lo que decías…

Era necesario para posicionar la marca, conocer los mercados y hacer presencia.

-¿Y ahora? ¿Qué partido se abre con el almacenamiento?

Cubrimos desde lo residencial, que ya dominamos, hasta comercio e industria: centros comerciales, hospitales, hoteles, donde garantizamos continuidad energética. Nuestros equipos tienen menos de 10 milisegundos de tiempo de respuesta para integrar baterías y generadores, incluso un sistema solar antiguo puede actuar como generador auxiliar.

— ¿Qué particularidad tiene la potencia de lo que hoy están lanzando?

— El 125 kW, y toda su gama, puede recibir el doble de potencia fotovoltaica. Es decir, al de 125 le podés instalar 250 kW de paneles. La mitad carga batería, la otra se usa para las cargas. Eso es clave. Además, la inteligencia que tiene para hacer peak shaving o load shifting, aprovechando la tarifa más barata de la red y usando batería o generador cuando es más caro.

— Dices que es realmente el más potente del mercado…¿Por qué?

— Porque desarrollamos tecnología. Solis es el tercer mayor fabricante mundial en gigavatios exportados. Tenemos la fábrica más grande del mundo, con más de 80 GW de capacidad anual. En nuestros 20 años de historia, exportamos poco más de 130 GW, y hoy podemos fabricar eso en solo un año. Eso refleja la escala que alcanzamos.

— ¿Cómo cambia su perfil de clientes esta nueva solución?

— Se abre una gran oportunidad para sectores antes inalcanzables. El EPC o desarrollador ahora tiene una herramienta que antes no existía. Yo, como ex EPCista, cuando vi el producto se me iluminó el camino. Antes, la única solución para grandes consumidores era on grid. En casos ideales, como un banco que opera de 8 a 17, coincidía con la curva de generación. Pero en industrias con consumos variables, o países como Costa Rica donde cobran picos por los máximos 15 minutos del mes, esta solución cambia todo. Mejora la calidad del suministro y da continuidad, clave en sectores críticos como hospitales o fábricas como la del vidrio, donde un corte de segundos puede arruinar todo el lote deproducción.

— ¿Ya lo están presentando con clientes?

— Sí. Chile es uno de los países pioneros en la región. Ya tenemos equipos instalados y vienen más. Gracias a nuestros distribuidores, hay mucho interés. Es una solución innovadora que abre un nuevo espectro de mercado para nosotros y nuestros clientes.

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Rodrigo Ruiz Campo, de SolaX Power: “Los proyectos sin subsidio serán los que hibridarán y empujarán el almacenamiento en España”

En el marco de Genera 2025, SolaX Power llegó con una propuesta clara: avanzar en almacenamiento y cargadores rápidos en un mercado que todavía busca su punto de equilibrio. En conversación con Energía Estratégica, Rodrigo Ruiz Campo, Country Manager para España y Portugal de la firma china, compartió su visión sobre lo que viene para Iberia.

—Rodrigo, está finalizando el año… ¿cómo evalúa el 2025 para SolaX en los mercados de España y Portugal?

Ha sido un año bueno. No hablamos de un crecimiento exponencial respecto al 2024, pero sí logramos algo clave: entramos con fuerza en segmentos que antes no trabajábamos, como industrial y utility. En cambio, el residencial se estancó un poco para nosotros, sólo hemos crecido en el número de baterías.

—¿Esa diversificación también cambió el reparto de negocio en la región?

Sin duda. Hasta hace poco, el 90% de nuestras ventas eran residenciales y solo un 10% correspondía al comercial-industrial. Hoy estamos en un 75%-25%, y esperamos que en dos años sea justo al revés. En otros mercados, como Países Bajos o Reino Unido, ese cambio ya ocurrió. En España estamos caminando hacia eso, con proyectos grandes ya en marcha.

—El almacenamiento fue uno de los grandes protagonistas de la feria. ¿Cómo ve actualmente ese mercado?
La promesa del almacenamiento no es nueva. La tecnología lleva tiempo desarrollada. Lo que faltaba era rentabilidad. Eso es lo que empieza a aparecer este año. En algunos mercados, como Chile o Países Bajos, ya es viable. En España aún depende demasiado de la aplicación concreta.

—¿Cuál considera que es el principal obstáculo para su despegue en el país?

El problema no es técnico. Es que los costes de la energía siguen bajos, la regulación no acompaña, y la incertidumbre política tampoco ayuda. Y aunque muchos pensaban que 2024 sería el año del almacenamiento… no lo fue. 2025 tampoco. Pero 2026 no va a tener más remedio que serlo.

—¿No hay más remedio? Suena rotundo…
Claro. Porque hay plantas que ya no son rentables y que necesitan ser hibridadas sí o sí. Y acá los subsidios no son el motor, sino un freno. Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar. No se trata de ayudas. De hecho, el subsidio muchas veces retrasa la toma de decisión. Lo que necesitamos es que el mercado se active por sí mismo, porque las plantas necesitan ser hibridadas sí o sí. Eso debería haber pasado el año pasado.

—¿Qué volumen de almacenamiento debería desplegar España hoy?

Si tomamos como referencia los planes del Gobierno, como el PNIEC, deberían instalarse entre 1 y 2 GW por año. Pero para eso necesitás seguridad jurídica, política y financiera, y eso hoy nadie lo encuentra. Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad para hacer una gran inversión.

—¿Entonces el país no va a cumplir esos objetivos?

No. Vamos por booms. En vez de hacer 1 o 2 GW por año, habrá un año con 5 de golpe

-¿Cuándo será ese boom? 

Yo creo que en 2027. Pero 2026 será el primer año en que el volumen sea realmente significativo.

—En ese contexto, ¿cómo está impactando la competencia en precios dentro del mercado de almacenamiento?

Siempre hay un riesgo cuando la regulación es incierta. Algunos jugadores van a pérdida para penetrar en el mercado. Nosotros no vamos por ese camino. Apostamos por estabilidad y servicio. Dependemos demasiado del litio para ciertas aplicaciones. Desde junio hasta ahora, el coste del litio en bruto subió un 9%, y ese coste se traslada a las celdas. Muchos lo absorben para mantener rentabilidad, pero eso pone en riesgo la calidad. Nosotros no vamos a bajar calidad para competir en precios.

—En términos operativos, ¿cuánto tarda en cerrarse un proyecto de storage?
Depende del cliente. En comercial-industrial, hemos tenido proyectos que tardaron 18 meses. Otros, que ya venían analizando desde el blackout, se cerraron en 6. Menos de 4 meses es muy difícil. En utility, el mínimo son dos años, desde que se evalúa la tecnología hasta que se pone en marcha.

—Además del storage, también están apostando por los cargadores rápidos. ¿Cómo se integra eso en su portafolio? 

Es parte de nuestra solución integral. Empezamos a trabajar con cargadores rápidos desde marzo. A nivel de nuestras cabinas de almacenamiento industrial, vimos que es una forma eficiente y barata de gestionar picos de demanda y repotenciar nodos de la red, sobre todo en países que están electrificando el transporte. Funcionan junto con nuestras cabinas de almacenamiento industrial. La lógica es simple: cargamos de noche y entregamos con más potencia durante el día, sin subir la contratación. Así, el coche se carga más rápido sin reforzar la red.

—¿Y con qué tipo de clientes trabajan esa solución?
Con dos perfiles: integradores, a quienes les damos el paquete completo (almacenamiento, fotovoltaica, cargador); y también con operadores de puntos de carga (CPOs). Pero los CPOs, en general, buscan una solución ya integrada, lista para instalar. Por eso nuestra estrategia es ir con el integrador.

—¿Qué objetivo se proponen en Iberia para 2026?
Tenemos proyectos que ya están bastante calientes. Si todo va bien, podríamos entregar hasta 150 MWh de almacenamiento el año que viene. Pero un escenario más realista sería 50 MWh. No por capacidad—producimos 150 MWh al mes—sino porque los plazos de maduración en Iberia son más lentos.

—Más allá del negocio, ¿qué metas personales se propone en este ciclo dentro de Solax?

Estoy contento de estar en SolaX. Llevo más de 20 años en el sector de las renovables, y este año y medio en la compañía fue donde más a gusto me sentí. No solo por la calidad del producto, sino por el equipo humano y la libertad que tengo para llevar nuestros mensajes al mercado.

—¿Qué mensaje desea dejar al sector desde su posición en la empresa?

Desarrollamos los “poderes de SolaX”: calidad, flexibilidad, rentabilidad, robustez y fiabilidad. Y todo eso lo ponemos al servicio de nuestros clientes para ayudarlos a vencer los problemas que enfrentan hoy: enemigos como Lady Contamina, Don Apagón o Señora Factura. Esa es nuestra misión, y la de Super SolaX.


SolaX Power aterriza con fuerza en los grandes segmentos de almacenamiento, adaptando su oferta a una nueva etapa del mercado ibérico. Mientras los subsidios generan incertidumbre, la estrategia pasa por anticiparse a una explosión inevitable del almacenamiento, que según la empresa, se concretará entre 2026 y 2027.

Temática Declaración destacada (textual)
Almacenamiento y subsidios “Todos esos proyectos que saben que no pueden entrar en el subsidio van a ser los que empujen que la tecnología se empiece a implementar.”
Boom del mercado “2026 no va a tener más remedio que ser el año del almacenamiento.”
Barreras a la inversión “Las incertidumbres políticas, los conflictos bélicos y ciertos presidentes que manipulan el status quo no ayudan a dar esa tranquilidad.”
Estrategia comercial “Apostamos por estabilidad y servicio. No vamos a bajar calidad para competir en precios.”
Carga rápida y red eléctrica “Durante la noche cargamos nuestras baterías, y durante el día entregamos más potencia sin subir la contratación.”
Proyección para Iberia 2026 “Un año muy bueno sería 150 megavatios hora de almacenamiento; uno normal, unos 50.”
Visión personal en Solax “Es la empresa en la que más a gusto me he sentido.”

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¡Es mañana! EPCistas, fabricantes y generadoras revelan cómo escalar renovables y storage en Iberoamérica

Energía Estratégica realizará un encuentro virtual mañana, en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.

El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave.

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El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.

A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil | 9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.

El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. Participarán Jorge Ospina, Service and Product Manager Colombia de SolisClaudio Loureiro, Country Manager Brasil & Argentina de GCL SI; y un representante de Negratín, compañía especializada en ingeniería y ejecución de proyectos energéticos.

En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.

Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.

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También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW.

Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética. Estarán presentes Ángela Castillo, Business Development Director de Black & VeatchLeandro Iturralde, Responsable de Desarrollo de Negocios en Ventus; y Albert Ferrer, Regional Manager – Southern Europe & North Africa de HelloNext.

Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional.

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Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año. El debate contará con la participación de Luis Contreras, Managing Director de Yingli SolarAndrés Pinilla, BESS Sales Director EU & LATAM de Risen Energy; y Óscar Aira, Managing Director – Europe & Latin America de GameChange Solar.

Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage.

Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regionalpromover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.

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Con nueva hoja de ruta al 2050, Panamá abrirá licitaciones renovables desde 2026

Panamá reactivará su planificación estatal del sistema eléctrico con un nuevo plan energético a largo plazo, que comenzará a ejecutarse en 2026 e incluirá el lanzamiento de licitaciones para proyectos de generación renovable. La Secretaría Nacional de Energía confirmó en un diálogo exclusivo con Energía Estratégica que ese año entrará en vigencia el Plan Energético Nacional 2025–2050, que marcará una nueva etapa de previsibilidad y coordinación para el sector.

El plan restituye la planificación como función esencial del Estado, con enfoque técnico y participativo. Incluirá criterios territoriales, sociales y ambientales, e integrará las acciones de distintas entidades bajo un marco coherente. Con esto, el Gobierno busca alinear decisiones, dar señales claras al mercado e incentivar inversiones en energías limpias.

El proceso estará acompañado por un Plan de Licitaciones a cuatro años, que iniciará con proyectos hidroeléctricos y eólicos. Posteriormente, se sumarán nuevas tecnologías y procesos de reconversión de plantas térmicas hacia combustibles menos contaminantes, como parte de la estrategia para fortalecer una matriz energética diversificada, estable y menos dependiente de fuentes fósiles.

“La primera licitación –hidroeléctrica y eólica– se complementará con futuros procesos que incluirán todas las fuentes”, explicaron desde la Secretaría.

En paralelo a la planificación de largo plazo, el país avanza en tres ejes estratégicos: mejoras al servicio eléctrico, acceso universal y reducción de emisiones.

Por un lado, se impulsará una modernización del marco regulatorio, centrada en la calidad del servicio y en la protección de los usuarios. El Ejecutivo prevé llevar estos temas a debate en la Asamblea Nacional con el objetivo de actualizar los estándares técnicos y dar respuesta a las demandas ciudadanas.

Además, se implementarán nuevos esquemas de cobertura para llegar a los 58.000 hogares que aún no tienen acceso estable a la electricidad. Esta expansión requerirá ajustes normativos, tanto en las obligaciones de servicio como en los modelos operativos que se aplican en zonas de difícil cobertura.

Desde el punto de vista climático, Panamá prepara su posición técnica de cara a la COP30, que se celebrará en Brasil. La Secretaría de Energía será la encargada de aportar los contenidos del sector eléctrico al Ministerio de Ambiente, que liderará la representación nacional.

Las principales acciones incluyen el impulso a la generación distribuida, la electrificación rural mediante tecnologías limpias y el avance en movilidad eléctrica, con incorporación de buses y expansión de infraestructura de carga. Estos proyectos se diseñan con soporte técnico estatal para asegurar una integración eficiente con las redes existentes.

También se trabaja en la eficiencia energética, mediante la actualización de normas, sistemas de etiquetado y mejoras en edificios públicos. Esta línea de acción se enfoca en reducir el consumo en sectores de alto impacto y es parte de una estrategia integral de reducción de emisiones.

Por último, el país consolida su sistema de datos energéticos abiertos a través de SiePanamá, que permitirá mejorar los inventarios de emisiones, aumentar la transparencia institucional y fortalecer las capacidades de planificación climática.

“Se consolida el uso de información energética abierta, herramienta para mejorar inventarios de emisiones, transparencia y capacidad de planificación climática”, concluyeron desde la Secretaría.

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Rumbo a 20 GWh BESS en LATAM: Sungrow revela los insights para 2026

Latinoamérica se encamina a una transformación profunda en el mercado de almacenamiento energético. Según estima Gonzalo Feito, director de la región andina de Sungrow, la región alcanzará los 20 GWh de sistemas BESS instalados para fines de 2026, consolidando un cambio estructural en la transición energética.

“Sí que se puede llegar al año que viene, a finales de 2026, a un total de 20 gigavatios hora en el mercado latinoamericano en almacenamiento”, aseguró Feito en el marco de la entrevista Ciclo Leaders organizada por Strategic Energy Corp. Esta previsión se basa en contratos firmados, nuevos proyectos en desarrollo y una creciente necesidad de estabilidad de red en los países de la región.

El crecimiento de los sistemas de almacenamiento no solo responde al avance del sector solar, sino a una necesidad estructural del sistema energético regional. “El almacenamiento está entrando por necesidad. Se ha demostrado que es la solución para dar estabilidad a la red”, subrayó el director regional de la empresa.

No obstante, la expansión del almacenamiento conlleva desafíos propios, en especial a nivel logístico. La entrega y puesta en funcionamiento de los equipos debe hacerse en tiempos controlados para preservar la vida útil de las baterías, lo que implica una logística milimétrica desde la fábrica hasta el punto de instalación final.

“Estamos hablando de contenedores de muchísimo peso, con altísima densidad. Los desafíos vienen más por el lado de la logística”, advirtió Feito.

En geografías complejas como las regiones montañosas de Colombia, el transporte y despliegue de equipos requiere una planificación minuciosa. “Desde el momento de la salida de fábrica hasta la llegada a sitio, hay que estar seguros de que esté conectado en un periodo de tiempo con el fin de no afectar la vida útil de las baterías”, precisó.

Sungrow, fabricante global de inversores solares y soluciones de almacenamiento, inició operaciones en Latinoamérica entre fines de 2017 y comienzos de 2018, con foco en Brasil y Chile. Desde entonces, ha acumulado 25 GW solares instalados en la región, de los cuales 8,5 GW se concentran en la Latinoamérica hispanohablante, y más de 10 GWh-hora en contratos firmados de almacenamiento.

La estrategia regional de la compañía se sustenta en una visión localizada, basada en equipos técnicos propios en cada país, adaptados a las necesidades específicas de cada mercado. “Contratamos personal local para que el cliente y los socios se sintieran cerca del fabricante”, sostuvo Feito, al explicar una de las claves del crecimiento.

De cara a los próximos años, Sungrow prioriza una expansión progresiva hacia nuevos mercados estratégicos. En este sentido, la empresa identificó cinco focos prioritarios: Chile, Argentina, Perú, Centroamérica y México. “Centroamérica se está posicionando muy fuerte en solar y almacenamiento. México, después de este largo parón, va a tener muchísimo potencial”, indicó  el ejecutivo.

Para 2025, Perú ya concentra 850 MW solares comprometidos para suministro, mientras que la empresa planea incrementar sus operaciones en México y en República Dominicana, en sintonía con su estrategia de expansión regional. El crecimiento en estos mercados responde a señales regulatorias favorables y a un entorno cada vez más exigente en materia de confiabilidad eléctrica.

“Vamos a seguir incrementando nuestro equipo local, atendiendo de manera localizada. Nos adaptamos a las necesidades de los clientes”, explicó Feito, y subrayó que esta cercanía ha sido clave para consolidar la relación comercial con desarrolladores y utilities en la región.

A la par del despliegue físico de las tecnologías, Sungrow participa activamente en el diseño regulatorio del sector BESS, colaborando con autoridades y organismos técnicos en distintos países. “Estamos ayudando como tecnólogos a redactar las regulaciones con los diferentes países”, afirmó.

“Estamos tratando de formar parte de este conglomerado de organizaciones que tienen que aprender en conjunto cómo podemos aportar, cómo podemos ayudar, cómo podemos regular todo lo relacionado con el código de red”, agregó Feito, quien destacó que aún se trata de una tecnología joven que requiere aprendizaje colectivo.

Desde el punto de vista tecnológico, la innovación es uno de los pilares de Sungrow, con el 40% de su personal abocado a I+D y más de 2.600 patentes acumuladas. En inversores, la compañía mantiene una oferta completa tanto en sistemas string como centrales. La tendencia se orienta hacia unidades de mayor potencia unitaria y diseños modulares, con el objetivo de optimizar costos y eficiencia operativa.

En el segmento BESS, Sungrow lanzó el PowerTitan 3, una solución de 6,9 MWh en un contenedor de 20 pies, diseñada para maximizar la densidad energética y reducir el espacio requerido en sitio.

“La tendencia del mercado es incrementar la densidad para optimizar económicamente los parques y el footprint de las plantas”, explicó Feito.

De cara a 2030, la estrategia de Sungrow se mantendrá enfocada en crecimiento regional, innovación continua y cercanía con el cliente. “Vamos a seguir funcionando bajo la misma estrategia: gente local, creciendo localmente, estando de la mano con los clientes desde el primer día del diseño hasta el último día de la vida útil de las máquinas”, resumió el ejecutivo.

La entrevista se desarrolló en el marco del ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp. Allí, Gonzalo Feito extendió una invitación al sector renovable latinoamericano para participar del Sungrow LATAM Summit 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en Chile. El encuentro reunirá a los principales actores de la industria energética para debatir sobre innovación tecnológica, transición energética y nuevos desafíos del almacenamiento en la región.

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Zelestra firma un acuerdo para vender la plataforma de América Latina a Promigas S.A.

Zelestra, una empresa global de energía renovable, multitecnológica y orientada al cliente, ha firmado un acuerdo para la venta de su plataforma de América Latina a Promigas, un gran holding multienergía con sede en Colombia, enfocado en el gas natural y las energías renovables en América Latina, para impulsar un futuro sostenible en la región.

El negocio de Zelestra en América Latina consiste en una cartera total de más de 2,1 GW de capacidad solar y de almacenamiento de energía en baterías, con 19 proyectos en desarrollo avanzado ubicados en Colombia, Perú y Chile, y con 1,4 GW contratados con clientes.

Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: “Este acuerdo representa un paso fundamental para completar la transformación de Zelestra en un líder multitecnológico y centrado en el cliente, con un enfoque estratégico principalmente en Europa y Estados Unidos. Estamos muy orgullosos del impacto que ha tenido Zelestra en América Latina a lo largo de los años y tenemos plena confianza en que el equipo seguirá generando un profundo impacto en los próximos años bajo su nueva titularidad”.

Juan Manuel Rojas, presidente de Promigas, declaró que: “Esta adquisición representa un avance significativo para alcanzar los objetivos establecidos en nuestra estrategia ‘Nuestra Energía 2040’, que impulsa la expansión de nuestro portfolio de soluciones energéticas, el crecimiento de los negocios no regulados y la expansión hacia nuevas geografías. También refleja el compromiso de Promigas con el futuro energético del país y de la región, mediante el desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a la competitividad, sostenibilidad y eficiencia operativa”.

La plataforma de Zelestra en América Latina es pionera en energía limpia en la región, con más de 15 años de experiencia en el desarrollo, construcción y operación de proyectos renovables, respaldada por un equipo de más de 130 profesionales altamente capacitados.

El cierre de la transacción está sujeto a la finalización de los procedimientos requeridos ante las autoridades de competencia de Colombia y Perú, así como al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales para este tipo de operaciones, las cuales se espera que se completen en los próximos meses.

Sobre Zelestra

Zelestra es una empresa verticalmente integrada que se especializa en el desarrollo, comercialización, construcción y operación de proyectos de energía renovable a gran escala. Recientemente fue clasificada entre los 10 mayores vendedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel global por Bloomberg New Energy Finance (BNEF). El grupo cuenta con el respaldo de EQT, uno de los fondos más grandes del mundo, con más de 266.000 millones de euros en activos bajo gestión.

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Inaugurado Cotoperí Solar, el mayor complejo fotovoltaico de Centroamérica y el Caribe

La vicepresidenta de la República Dominicana, Raquel Peña, ha inaugurado hoy el mayor complejo fotovoltaico de Centroamérica y el Caribe, Cotoperí Solar (162,6MWp), en Guaymate (La Romana). 

Han participado en el acto el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, el presidente y CEO de ACCIONA, Jose Manuel Entrecanales, el presidente ejecutivo de JMMB República Dominicana, Juan José Melo, y el CEO de Grupo Pais, Juan Carlos País. Formado por tres plantas solares, Cotoperí Solar generará anualmente 286GWh de energía limpia y evitará la emisión de más de 210.000 toneladas de CO2, equivalente a plantar más de 5,5 millones de árboles. ACCIONA Energía, con un 51%, es el accionista mayoritario del proyecto. 

El 49% restante lo ostenta Cotosolar Holding, que incluye al JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES), administrado por JMMB Funds, a Grupo Pais y a otros inversionistas minoritarios. El proyecto ha tenido un impacto significativo en la economía y el empleo de la zona, con la contratación de más de 600 personas de forma directa e indirecta durante su construcción. Además, Cotoperí Solar ha impulsado un conjunto de iniciativas sociales para fomentar el desarrollo local y mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas al complejo fotovoltaico, de las que ya se han beneficiado más de 3.500 personas. 

Entre ellas destacan la creación de una bolsa de empleo que prioriza la contratación de mano de obra local, programas de formación en oficios y emprendimiento, y campañas de educación vial para trabajadores y habitantes de la zona. Junto a la organización dominicana Centro Arcoíris y la fundación acciona.org, el proyecto Cotoperí Solar está impulsando mejoras en el acceso al agua y saneamiento en los barrios Bella Vista y Villa Penca, en el municipio de Bajos de Haina, que beneficiará a más de 4.500 personas Cotoperí Solar es el segundo proyecto fotovoltaico que ACCIONA Energía completa en República Dominicana, tras la puesta en marcha de Calabaza I (58MWp) en 2023. 

La compañía también está construyendo la planta solar Pedro Corto (82,69MWp), en colaboración con Grupo Pais, fortaleciendo su cartera de proyectos renovables en el país. Por su parte, Grupo País y JMMB Fondo de Energía Sostenible (FES) mantienen inversiones en proyectos de generación renovable en República Dominicana que, en conjunto, superan los 710MWp de capacidad instalada, consolidando su posición como actores clave en la transición energética nacional. 

La participación de JMMB FES en este proyecto refleja el compromiso de sus inversionistas institucionales de garantizar que los ahorros de los trabajadores dominicanos sean invertidos en proyectos que promueven la energía sostenible y la eficiencia energética. En el ámbito de las infraestructuras, ACCIONA construye actualmente el acueducto oriental de Santo Domingo, que mejorará el abastecimiento de agua para 850.000 personas, y la pista de aterrizaje del aeropuerto internacional de Cabo Rojo, en Pedernales.

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Sara Aagesen anuncia 465 millones para proyectos españoles en las próximas subastas europeas de hidrógeno

La vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha anunciado hoy una nueva participación de España en el mecanismo europeo de subastas como servicio (AaaS por sus siglas en inglés) del Fondo de Innovación activado por el Banco Europeo del Hidrógeno para facilitar el despliegue de este vector estratégico en el conjunto de la UE y en los países participantes. La contribución española será en esta ocasión de 415 millones de euros para financiar nuevos proyectos nacionales de producción y uso de hidrógeno renovable. Además, España se suma también al esquema AaaS dentro de la primera subasta europea de calor industrial, con un aporte voluntario de 50 millones que financiarán iniciativas de descarbonización de procesos térmicos en la industria.

“Quiero aprovechar para anunciar la contribución de 415 millones para reforzar la tercera subasta del Banco del Hidrógeno. Con esta aportación hemos alcanzado la cifra de 3.155 millones para que el hidrógeno se haga una realidad. Hace diez años hablar del hidrógeno parecía que era hablar de algo en laboratorio o algo todavía en I+D. Y ahora, sin embargo, estamos viendo que hay proyectos reales que llegan a todas partes del territorio y que también dan una respuesta que es necesaria para conseguir la descarbonización en nuestro país” ha señalado hoy durante la clausura del encuentro de la Alianza Q-Cero.

Con la participación española en el AaaS de H2 renovable se espera conseguir el objetivo de conceder el 100% de los fondos para el impulso de este vector asignados al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR). Ésta será la segunda contribución española, tras la participación en 2024 con un presupuesto de 376,9 millones.

En el caso de la subasta de calor industrial, la primera de esta naturaleza lanzada por la Comisión Europea, la implicación española busca respaldar proyectos de electrificación del calor industrial (bombas de calor, calentamiento resistivo, por plasma…), calor renovable directo (soluciones de solar térmica o geotermia), o híbridos combinando electrificación y calor renovable. Son distintas tipologías que ya están siendo impulsadas mediante líneas de ayudas dentro del PERTE ERHA y el PERTE de Descarbonización Industrial.

REPARTO DE FONDOS

El nuevo aporte de España al AaaS del Banco Europeo del Hidrógeno se distribuirá en dos de las tres cestas o topics contempladas en los Términos y Condiciones de la tercera subasta del Banco Europeo del Hidrógeno. Se destinarán 278,6 millones al Topic #1 (producción de hidrógeno renovable de origen no biológico, RFNBO por sus siglas en inglés) y 136,4 millones al Topic #3 (apoyar la producción de hidrógeno RFNBO limitado a proyectos que abastezcan al sector marítimo y aviación con RFNBO).

Respecto a la ayuda máxima por proyecto presentado, el límite será el presupuesto nacional disponible para cada topic. En caso de que el presupuesto de uno de los dos topics no fuera adjudicado en su totalidad, se contempla a nivel nacional el trasvase de presupuesto entre ambos.

Dentro de la subasta de calor industrial se dedicarán 30 millones Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y baja potencia (3-5 MWt) y 20 millones al Topic de baja temperatura (100-400 ºC) y media potencia (> 5 MWt).

PLAZOS MÁS AJUSTADOS

A partir de la fecha que se indique en la convocatoria, cualquier proyecto que esté en la lista de espera y sea potencial beneficiario en la AaaS española deberá presentar tanto la documentación recogida en la convocatoria como la garantía de ejecución.

Los plazos a nivel nacional para la presentación de estas garantías y, en términos generales, para el proceso de tramitación, serán más reducidos que los establecidos para la primera convocatoria del mecanismo AaaS, debido a que las resoluciones definitivas de adjudicación deberán publicarse antes del 31 de agosto de 2026, por tratarse de ayudas financiadas por el Mecanismo para la Recuperación y la Resiliencia a través del PRTR.

Financiado con el Innovation Fund y con aportaciones nacionales, el Banco Europeo del H2 es otro de los instrumentos diseñados por la Comisión Europea para liderar la carrera global del hidrógeno verde y adquirir ventaja competitiva en el proceso de descarbonización de la actividad económica.

El esquema de las AaaS permite a los estados miembros utilizar estas subastas europeas como mecanismo de selección de proyectos. Una vez resuelta la subasta a nivel comunitario, aquellos países que aportan fondos adicionales, como España, pueden recuperar proyectos nacionales preseleccionados que hayan quedado sin ayudas al agotarse los fondos dispuestos por Bruselas y dotarlos con dinero de la contribución voluntaria al fondo común. Con este instrumento, los estados miembros pueden identificar y respaldar proyectos competitivos en su territorio que no hayan obtenido financiación comunitaria, sin necesidad de convocar sus propias subastas nacionales.

DESPLIEGUE DEL HIDRÓGENO VERDE EN ESPAÑA

Esta fórmula amplía las posibilidades de las empresas españolas de obtener financiación para nuevos desarrollos en la producción y uso de hidrógeno renovable y afianzar la posición de la industria nacional, que ya en la actualidad es altamente competitiva en este sector.

La adhesión al sistema de subastas del Banco Europeo del Hidrógeno se suma a todo el abanico de instrumentos de ayuda habilitado por el Gobierno a través del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para hacer del hidrógeno verde una de las palancas clave de nuestra política energética. Al desarrollo de este vector energético y su cadena de valor asociada ya se han destinado, incluyendo esta nueva aportación, más de 3.100 millones del PRTR.

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Con miras a Chile, Perú acelera reformas pero enfrenta un reto clave: “Sin PPA no hay proyecto financiable”, advierte Oviedo

En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, el abogado Brendan Oviedo, socio del área de Energía y Cambio Climático del estudio Hernández & Cía y expresidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables, trazó un diagnóstico preciso sobre los obstáculos que enfrenta Perú para impulsar su transición energética.

“En Perú, si no tienes un PPA, no financias un proyecto”, manifestó Oviedo al explicar las dificultades que aún impiden la bancabilidad de iniciativas eólicas y solares en el país.

Actualmente, el mercado peruano carece de una demanda madura, lo que limita la firma de contratos de compraventa de energía que resultan imprescindibles para obtener financiamiento. “La pregunta es, ¿a quién le compras ese PPA? ¿Quién te vende ese PPA? Eso está difícil”, sostuvo el abogado, quien señaló que, aunque se ha separado la potencia de la energía, aún no hay compradores firmes ni hábitos de contratación a largo plazo.

A este escenario se suma el comportamiento del sistema financiero, fuertemente condicionado por experiencias en mercados vecinos. “Compartimos a los mismos banqueros que Chile, y como consecuencia de eso tienen mucha sensibilidad respecto a problemas del sistema, problemas de contratación”, subrayó. Esta percepción se ve reforzada por la ausencia de contratos seguros, las dudas sobre el curtailment y la falta de experiencia local en contratos de mediano o largo plazo.

A nivel de costos, el ejecutivo detalló que actualmente el costo marginal está en 25 dólares por MWh, mientras que los promedios mensuales rondan los 30 dólares MWh. No obstante, en eventos de sequía, esos valores pueden escalar a 70 u 80 dólares por MWh, ya que el sistema debe recurrir a generación térmica adicional. Esto, señala, evidencia una oportunidad creciente para las renovables y el almacenamiento, particularmente ante las limitaciones estructurales del sector de gas natural. “Estamos concentrados en un solo ducto y no hay propuestas eficientes de nuevos”, advirtió Oviedo.

Frente a este contexto, la Ley 32249 representa un paso importante para modernizar el sistema eléctrico peruano. El marco normativo, aprobado en enero del corriente año, impulsa nuevas figuras y mercados que buscan dotar al sector de mayor flexibilidad, previsibilidad y competitividad.

Sin embargo, Oviedo remarca que la ley aún necesita reglamentarse para producir efectos concretos. “Recién se ha hecho una publicación de un primer reglamento de licitación de distribuidoras”, explicó, y advirtió que aún no se han presentado borradores del reglamento de servicios complementarios, que debiera entrar en vigencia en 2026.

La creación del mercado de servicios complementarios es uno de los hitos claves de la nueva legislación. Este mercado incorpora una figura innovadora: el prestador de estos servicios, que permitirá incorporar tecnologías de almacenamiento stand-alone, algo fundamental para brindar confiabilidad al sistema y bancabilidad a los proyectos. La nueva norma también busca que los generadores renovables ya no estén exceptuados de prestar servicios de regulación primaria y frecuencia, cerrando brechas operativas importantes.

Desde el punto de vista técnico, Perú cuenta con una capacidad instalada de 15 GW y una demanda máxima de 8 GW, lo que ofrece un margen considerable para el crecimiento renovable. Hoy, la generación está compuesta por un 50% hidroeléctrica, un 38% térmica (principalmente a gas natural), y solo 12% renovable no convencional, cifra que baja a 10% si se considera la variabilidad anual.

“Pero el potencial es inmenso. Tenemos más de 20 mil megavatios en proyectos exclusivamente eólicos y solares en estudios eléctricos”, aseguró el especialista, quien consideró que “los próximos años van a ser renovables”. La clave estará en transformar ese portafolio de proyectos en inversiones concretas, algo que dependerá directamente del diseño de mecanismos de contratación eficientes.

Lecciones desde Chile: cómo Perú busca evitar errores y acelerar su transición

A pesar de los desafíos, el especialista se mostró ptimista respecto a los aprendizajes que pueden tomarse del caso chileno. “Gracias a su experiencia, vamos a poder implementar con, esperemos, mucha eficiencia”, afirmó. Reconoció, sin embargo, que Perú está unos 10 años regulatorios detrás de Chile, especialmente en lo que refiere a renovables y sistemas de almacenamiento.

Un elemento distintivo del sistema peruano, en comparación con Chile, es la solidez de su red de transmisión. Desde 2006, se desarrolló un esquema de licitaciones para líneas garantizadas bajo una figura conocida como TRONCAL complementaria. Estas líneas se adjudican con contratos a 30 años, con esquemas de remuneración de CAPEX y OPEX financiados vía tarifa eléctrica.

“Tenemos un sistema bastante robusto”, destacó, señalando también que la geografía menos angosta que la chilena permite una configuración más ramificada, lo que reduce cuellos de botella.

De cara al futuro, Oviedo enfatizó que es urgente contar con una política energética clara y un plan de desarrollo consistente, que alinee las decisiones públicas y privadas.

“Ya van años que se van elaborando las políticas, pero es indispensable tener una visión clara de la regulación que se va a implementar”, analizó.

Finalmente, dejó un comentario que refleja tanto el entusiasmo como la incertidumbre política que atraviesa el país: “Solo le pido a Dios que tengamos un solo presidente en los próximos cinco años… y que si termina, no termine preso”, ironizó, en alusión a la inestabilidad institucional que también condiciona el clima de inversiones en el sector energético peruano.

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Sungrow apuesta fuerte en Colombia: opera la mayor batería del país y despliega 1,4 GW en proyectos

Sungrow redobla su apuesta por el mercado colombiano. Con 1,4 gigavatios en proyectos ya suministrados, la compañía afianza su posición como uno de los actores más relevantes del país, ahora con un nuevo diferencial: el despliegue de una estructura sólida de postventa, con personal técnico propio y una bodega de repuestos en Cartagena que permite respuestas inmediatas a los requerimientos de clientes.

En el marco del FES Colombia 2025, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, reveló que la compañía ya opera la batería de almacenamiento más grande del país, con 7 MWh de capacidad, y explicó cómo están fortaleciendo su estrategia de soporte técnico local.

A diferencia de otras compañías que tercerizan este tipo de tareas, Sungrow optó por formar y distribuir técnicos propios en las regiones donde están sus principales instalaciones. La decisión no solo apunta a mejorar los tiempos de respuesta, sino también a garantizar un control directo de la calidad del servicio.

La compañía, además, ofrece capacitaciones a los clientes para dotarlos de autonomía operativa sin depender exclusivamente del fabricante.

Revive la entrevista completa con Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=TBe1-w6nk7w

Con este enfoque, la firma busca dejar claro que su compromiso va más allá de la entrega de equipos. La estructura en Colombia fue pensada para acompañar a los proyectos en el largo plazo, una necesidad cada vez más valorada por los desarrolladores en un contexto de creciente complejidad técnica.

Por otra parte, la discusión sobre la regulación del almacenamiento de energía en Colombia fue otro de los ejes del encuentro.

El ejecutivo valoró positivamente el primer borrador normativo presentado por el Gobierno, que incluye la integración de baterías para servicios complementarios como regulación de frecuencia primaria y secundaria.

Si bien el documento aún se encuentra en construcción, el sector reconoce que se trata de un paso clave hacia la consolidación del almacenamiento como una solución económicamente viable.

En diálogo con este medio, el ejecutivo planteó que uno de los puntos centrales será establecer un tarifario atractivo que haga rentable el uso de baterías en aplicaciones reales, más allá de una simple obligación técnica. Para ello, será clave que la normativa contemple incentivos adecuados que permitan monetizar los beneficios que las baterías aportan al sistema, tanto en términos operativos como de estabilidad de red.

El avance regulatorio en Colombia es incipiente, sobre todo en comparación con otros países de la región. En Chile, por ejemplo, el uso de sistemas de almacenamiento ya es parte integral del desarrollo renovable, mientras que en República Dominicana se volvió obligatorio hace más de un año y medio.

La experiencia regional demuestra que la normativa no solo habilita la incorporación de tecnología, sino que también dispara inversiones cuando define reglas claras y esquemas de remuneración atractivos.

De cara al futuro inmediato, el panorama colombiano presenta oportunidades claras, aunque no exentas de desafíos. 2026 será un año marcado por el ciclo electoral, y si bien esto podría introducir ciertas tensiones en la toma de decisiones, la demanda de energía no se detiene.

Según anticipó Núñez, los últimos dos trimestres del año han mostrado una fuerte reactivación de proyectos de gran escala, que se espera queden definidos y en ejecución entre finales de este año y comienzos del próximo.

Desde la perspectiva de Sungrow, Colombia seguirá siendo un mercado estratégico para el crecimiento de las renovables en la región. La combinación de necesidad energética, avances regulatorios y disponibilidad tecnológica abre una ventana de oportunidades que la empresa busca capitalizar.

“Independientemente del panorama político, creemos que lo que viene en Colombia va a ser muy bueno, y estamos dispuestos a poder ayudar al país”, afirmó.

Además del despliegue local en Colombia, Sungrow también consolida su posicionamiento regional. La compañía confirmó recientemente la realización del Sungrow Summit Latam 2025, que tendrá lugar en Chile durante el primer semestre del próximo año. El evento se enfocará en las últimas innovaciones tecnológicas del portafolio de la empresa y reunirá a desarrolladores, utilities y grandes integradores del continente. La convocatoria busca no solo mostrar avances, sino también generar instancias de networking estratégico en un momento clave para la transición energética en América Latina.

Con una batería récord en operación, servicios postventa avanzados y una visión optimista a futuro, Sungrow se posiciona como uno de los protagonistas de la transición energética en Colombia, mientras el sector avanza hacia una nueva etapa, marcada por la madurez técnica y la necesidad de marcos regulatorios sólidos.

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El responsable de ingeniería de PVH le marca el pulso al mercado: por qué vuelve la estructura fija y el premontaje gana terreno

En el marco de la feria GENERA 2025, PVH mostró una estrategia consolidada de adaptación industrial y expansión internacional, en un contexto de presión creciente sobre los precios en el sector fotovoltaico. Eduardo Chillarón, responsable de ingeniería de la empresa, detalla en entrevista exclusiva con Energía Estratégica cómo se logró que el sistema de premontaje pase de ser un opcional a una condición innegociable para los clientes y cómo avanza la compañía en su apuesta por estructuras fijas, nuevos mercados y formación técnica para instaladores.

–  Eduardo, estamos cerrando el año en el marco de GENERA 2025. ¿Qué balance haces desde PVH, particularmente en un contexto que no fue fácil para el sector en varios mercados clave?

Este año ha sido un año muy bueno para PVH. Estamos cubriendo prácticamente todos los mercados globales. Ha sido un buen año en España, pese al contexto. En Middle East, Australia, y en Estados Unidos, donde estamos despegando.

— Justamente, en España fue un año desafiante para muchos actores del sector. ¿Qué factores permitieron que a ustedes les vaya bien, a contramano del promedio?

Nos hemos conseguido adaptar a las necesidades del mercado, tanto en coste como en soluciones técnicas. El mercado español ha sido muy agresivo en precios, y logramos entrar en proyectos adaptándonos también a plazos de ejecución y restricciones de movimiento de tierras.

— ¿Y qué soluciones concretas presentaron este año en esa línea de adaptación técnica?

Consolidamos nuestra solución Terrain Response, un tracker que se adapta al terreno y permite movimiento de tierra cero, ayudamos mucho en ese sentido. Y, además, aportamos soluciones de premontaje, enviando desde fábrica todos los componentes ensamblados, lo que reduce notablemente el tiempo de obra.

— Hablemos precisamente de ese sistema de premontaje. ¿Qué lo diferencia de otros esquemas tradicionales que siguen vigentes en el sector?

Todos los elementos de unión llegan preensamblados desde fábrica con los tornillos colocados. No mandamos ningún tornillo suelto. Te llega ya simplemente para colocarlo, abrirlo, colocarlo encima del poste y poner el tubo. Esto permite evitar pérdidas de tornillería y elimina el trabajo manual sucio de obra. Al realizarse en fábrica, es más eficiente, con menor coste y el impacto se ve directamente en los tiempos.

— ¿Y en términos de impacto real en la ejecución, qué resultados concretos están viendo?

Reducimos hasta un 44% las horas hombre en montaje. Eso mejora el cumplimiento del COD, reduce costos y baja la necesidad de recursos humanos. Hoy por hoy, los propios clientes nos dicen: no quiero que lo quitéis, ya sin esto no lo quiero’, porque han visto todo el ahorro de problemas.

— ¿Cuál es el diferencial de estas soluciones?

La principal diferencia es que nosotros somos fabricantes. Tenemos nuestras propias fábricas, nuestras propias máquinas, compramos materia prima y producimos. Otros competidores dependen más de proveedores. Ese control industrial nos permite implementar el premontaje con eficiencia. Aunque al principio se ofrecía como un extra, hoy es inherente al producto. Aunque queramos, no podemos enviarlo sin premontar.

— ¿Dónde están operando actualmente esas plantas de producción?

Tenemos fábrica en España, en Cheste; en Middle East, para los proyectos de Jeddah; y en Houston, con 2 fábricas para cubrir el mercado estadounidense. Además, trabajamos con proveedores en China, Turquía e India, según el componente.

— El montaje también depende de la instalación en campo. ¿Cómo están abordando esa parte con los instaladores? ¿Los acompañan en el proceso de adaptación al nuevo sistema?

Capacitamos a todos los montadores con formaciones y certificaciones. Vienen a nuestras instalaciones, ven el producto, cómo les va a llegar, y los formamos para trabajar con él. . El sistema fue diseñado para que sea muy sencillo de instalar incluso con personal no altamente cualificado, ante la escasez de mano de obra calificada.

— Muchos actores están empezando a hablar nuevamente de estructura fija, incluso en mercados como Europa. ¿Ustedes también están viendo esa tendencia?

Sí, estamos viendo lo mismo. Lanzamos una estructura fija optimizada hace apenas un mes. Hicimos un túnel de viento específico para optimizar todos los componentes, y conseguimos una solución más ligera y más económica, adaptada al mercado actual. La demanda viene fuerte sobre todo desde el norte de Europa, donde el rendimiento de seguidores es menor.

-¿Qué los llevó a apostar nuevamente por estructura fija?

La clave fue la demanda del mercado. Hay proyectos en el norte de Europa donde al seguidor no se le saca tanto rendimiento… es donde se mueve la estructura fija. La estrategia apunta a cubrir mercados emergentes que crecerán en volumen solar en los próximos años.

— Si hablamos de mercados, ¿cómo está hoy distribuido el negocio de PVH?

Actualmente, la mayoría del negocio está entre Europa y Middle East, con presencia también en Australia y Estados Unidos. El proyecto más grande de 2025 fue Humaij en Arabia Saudí, con 2,5 GW, lo que marca un hito para la empresa.

— En ese contexto de expansión global, ¿cuáles son sus perspectivas para el corto y mediano plazo, pensando en 2026 y 2027?

Para 2026 esperamos otro buen año en España, pero sobre todo anticipamos una expansión equilibrada entre Europa, Middle East y Estados Unidos. En 2027 tenemos más incertidumbre en la demanda del mercado español, pero hemos construido una base sólida para equilibrar el crecimiento en las diferentes regiones.

— ¿Y desde el lado de producto e innovación, hacia dónde apuntan para 2026?

La prioridad tecnológica para el año que viene es consolidar la estructura fija recientemente optimizada y seguir acompañando a los clientes con productos que ofrezcan servicio y reduzcan costos en toda la cadena: montaje, movimiento de tierras y operación. Se trata de estar con el cliente no solo en ofrecerle un producto bueno y en precio, sino uno que le dé un servicio integral y evite contratiempos.

— No podemos dejar de hablar de precios. En muchas regiones, 2025 fue marcado por una caída fuerte. ¿Qué están observando ustedes?

Una locura. Estamos en todas las regiones y vemos cómo Europa se acerca a los precios agresivos de Middle East. Sobre todo España, este año ha sido muy agresivo en precios. Los precios han bajado fuertemente respecto a 2024, pero consideramos que se está llegando al límite. La evolución dependerá de cómo actúe la Unión Europea frente al ingreso de materiales extranjeros, especialmente desde China.

Con presencia consolidada en mercados como Europa, Middle East, Australia y expansión en Estados Unidos, PVH apuesta por una industrialización del montaje fotovoltaico, a través de su sistema de premontaje en fábrica que ya reduce hasta un 44% los tiempos en obra. En GENERA 2025, la compañía presentó además una nueva estructura fija optimizada para responder a las demandas de precios agresivos y adaptarse a geografías donde el uso de seguidores no es tan eficiente. 

Uno de los lanzamientos más consultados por los asistentes ha sido AxoneDuo Infinity™, un seguidor versátil que se adapta a distintas condiciones del terreno y ofrece flexibilidad en la disposición de proyectos. Todo esto se complementa con un programa de formación técnica para instaladores y una estrategia de crecimiento que anticipa continuidad en 2026 y un escenario desafiante en 2027.

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Trina Storage desplegaría 2,5 GWh en proyectos BESS clave de la región en 2026: “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”

Durante su intervención en el Panel 1 del Día 1 del FES Chile 2025, Vicente Walker, Head of Trina Storage para América Latina y el Caribe, trazó un panorama claro: la compañía entregó 1,2 GWh de sistemas de almacenamiento este año y ya tenía 2,5 GWh firmados para 2026, con foco en Chile y Argentina.

El ejecutivo afirmó que hoy ya no es viable desarrollar proyectos solares en el norte chileno sin integrar almacenamiento desde la etapa inicial. El curtailment, que se intensificó en esa zona, ya empezó a extenderse hacia el centro-sur, lo que impulsa nuevas soluciones tanto híbridas como stand-alone.

Trina Storage, por ejemplo, ya está hibridando dos grandes parques solares en el norte del país y anticipa que en los próximos meses comenzarán a implementarse sistemas de batería también en otras regiones.

La empresa observa que las condiciones de mercado son dispares y exige adaptar cada solución a su contexto técnico, económico y normativo. En Perú, por ejemplo, la paridad de precios entre día y noche impide hacer arbitraje, lo que obliga a repensar los modelos de ingresos.

En Argentina, Trina está ejecutando proyectos de almacenamiento que solo operan en los meses críticos del invierno o verano para evitar picos de consumo. Todos estos diseños responden a una lógica clave para la compañía: construir modelos viables y específicos para cada sistema eléctrico.

A nivel tecnológico, Trina viene impulsando mejoras sustanciales. “Estamos cotizando proyectos de 8 a 10 horas”, afirmó Walker, lo que representa un salto respecto al promedio actual en la región. La firma también está por firmar su primer contrato con baterías de 6,25 MW, superando el estándar de 5 MW que venía siendo común.

Estas soluciones avanzadas son resultado del trabajo de un equipo de 800 personas dedicadas a I+D, que lograron incrementar la densidad energética, reducir la degradación y optimizar la eficiencia de los ciclos. Las nuevas baterías alcanzan una vida útil de 20 años, con un 74% de capacidad residual.

También se elevaron algunos puntos porcentuales en el round trip efficiency, un factor crítico que afecta directamente la rentabilidad de los proyectos. “El round trip efficiency y la degradación son temas que afectan muchísimo el modelo financiero del cliente”, precisó.

Walker también remarcó la importancia de optimizar proyectos de forma integral, combinando las tres unidades de negocio de la empresa: módulos, trackers y almacenamiento.

“Podemos buscar optimizaciones de costo muy importantes para el proyecto”, afirmó, señalando beneficios tanto en compatibilidad técnica como en costos operativos.

Un punto central de su exposición fue la tecnología de grid forming, que ya está integrada en los proyectos que la compañía entregará en 2026. No obstante, su desarrollo enfrentaba un vacío regulatorio.

“No hay un reglamento claro de cómo se va a solicitar y cómo se va a pagar”, advirtió. Por eso, Trina consideró clave que los nuevos proyectos incluyeran el hardware necesario desde el inicio, ya que “el día de mañana puede ser un modelo que agregue unos puntos más al modelo financiero del cliente”, argumentó.

La conclusión de Walker fue contundente: “La combinación solar más almacenamiento es probablemente la energía más barata y más confiable de generar hoy”. En un mercado cada vez más competitivo, Trina Storage apostó por tecnología, diseño adaptado y eficiencia como claves para sostener su liderazgo en la transición energética de la región.

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San Juan acelera sus planes solares: transmisión, nuevos parques y fabricación de paneles propios

San Juan avanza para consolidarse como la provincia líder en generación solar de la Argentina. Con más del 30% de los parques solares en operación del país, Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) acelera su estrategia con foco en nueva infraestructura, proyectos fotovoltaicos y producción de tecnología local.

“Nuestra capacidad de exportación está al límite; tenemos zonas con problemas de estabilidad dinámica porque la generación supera ampliamente la demanda y está alejada de los nodos de consumo”, alertó Lucas Estrada, presidente de EPSE, durante el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica. 

Para dar respuesta a esta situación crítica, ya está en marcha una línea de 132 kV en doble terna, que sumará 180 MW de capacidad al sistema y permitirá la interconexión entre las estaciones transformadoras Ullum y Albardón – Chimbas.

Esa infraestructura abrirá espacio a dos nuevos parques solares. El primero es Ullum Alpha, con 50 MW de capacidad y 70% de avance, que lleva adelante la compañía Genneia y que se prevé inaugurar en el primer semestre de 2026

“A ello se le agrega que tenemos una cartera de varios proyectos fotovoltaicos que seguimos desarrollando, a la espera de la ampliación del sistema de transporte. Contamos con más de 350 MW de desarrollo en Tocota, donde el factor de planta supera el 30%”, aseguró Estrada. 

Uno de los hitos más relevantes dentro de ese proceso es la firma de un memorándum de entendimiento con PowerChina y Shanghai Electric para desarrollar nuevos proyectos renovables, que podrían incorporar sistemas de baterías. Dichos proyectos proyectos sumarían 350 MW a partir de Tocota VI, VII y VIII y permitirán incrementar el parque de generación en la zona 

“Estamos en constante diálogo con los grandes usuarios del sistema, ya sea con las empresas mineras, sobre todo de cobre, y con generadores que están instalados o quieren instalarse en San Juan, a fin de tener energía muy competitiva para la industria”, complementó el presidente de EPSE. 

Del mismo modo, la empresa desarrolla iniciativas más acotadas enmarcadas en la ley de generación distribuida, con proyectos de entre 5 y 10 MW (algunos bajo la figura de generador comunitario) orientados a fortalecer la red en zonas alejadas y dar soporte a desarrollos agrícolas, con ejecución prevista para 2026

En paralelo, la provincia acelera su apuesta por la fabricación de tecnología nacional. Tras las demoras dadas por condiciones en el mercado de comercio exterior, la entidad logró destrabar el contrato y adquisición del laminador necesario para la adecuada operatividad que permitirá alcanzar una capacidad anual de producción de 450 a 500 MW, muy por encima de los 70 MW inicialmente previstos.

“El gobernador Marcelo Orrego ha tomado como buque insignia la puesta en marcha de la fábrica de paneles solares, la cual prevemos entre en operación entre julio y agosto 2026,  tras una fase de ensamblaje de 45 días, seguida por otros 45 días de puesta en marcha y hasta 4 meses de pruebas”, aseguró el entrevistado. 

“La primera fase será en vacío, para probar la comunicación entre máquinas; la segunda medirá calidad y eficiencia de los módulos, paneles por unidad de tiempo y todos los parámetros productivos”, detalló Estrada. Una vez completado el proceso, los paneles serán enviados al exterior para certificación internacional, paso clave para el acceso a mercados globales.

Justamente, EPSE ya planifica su desembarco internacional, a tal punto que analizan oportunidades de colaboración con Estados Unidos ante las restricciones arancelarias impuestas por dicho país a los paneles fotovoltaicos producidos en China, aprovechando también las relaciones entre Argentina y EE.UU. 

Nuevo marco de mercado y tecnologías emergentes

La reconfiguración del mercado eléctrico mayorista argentino habilitó un nuevo escenario para la inversión en generación. A partir de los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía, se prevé la coexistencia de un mercado de energía y uno de potencia, lo que mejora sustancialmente los ingresos de los proyectos. 

En ese marco, EPSE desempolvó un proyecto de energía geotérmica que había trabajado durante años y que podría aportar más de 50 MW de potencia firme al sistema. 

“También estamos a la espera de poder firmar algunos contratos de energía y sobre todo potencia con nuestras centrales hidroeléctricas”, concluyó Estrada.

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360Energy se expande a Brasil y México con proyectos solares por más de 150 MW

En el marco de su participación en el PV Book 2025, una publicación de referencia para el sector solar en América Latina, 360Energy expone su hoja de ruta para consolidarse como una empresa regional integrada en la transición energética. La compañía no solo amplía sus operaciones fuera de Argentina, sino que también proyecta nuevas soluciones tecnológicas y refuerza su impacto ambiental y social.

La firma inició una nueva etapa de expansión regional con proyectos solares fotovoltaicos en Brasil y México, donde actualmente desarrolla una planta en la ciudad de Goiana, en el nordeste brasileño, y otra en Saltillo, en el norte mexicano. Ambas iniciativas superan los 150 MW de potencia instalada.

Estos desarrollos se suman a una cartera activa en Argentina que supera los 200 MW, entre obras en ejecución y proyectos en etapa de ingeniería avanzada. Esta estrategia apunta a posicionar a 360Energy como un actor solar latinoamericano con alcance internacional.

En el plano local, destacan el parque solar La Rioja III, adjudicado bajo el programa RenMDI, y un desarrollo fotovoltaico para abastecer parte de la demanda energética de la planta industrial de Stellantis, en El Palomar. Este último será el primero de la empresa en incorporar almacenamiento con baterías (BESS), una tecnología que también comenzará a aplicarse en otras instalaciones.

El almacenamiento se constituye así como una nueva unidad de negocios de 360Energy, con soluciones orientadas tanto a nuevos desarrollos como a parques solares ya operativos. Esta evolución responde al objetivo de la compañía de consolidarse como una empresa solar integrada, que articula generación, almacenamiento, comercialización e innovación tecnológica.

En cuanto a la energía generada, actualmente se comercializa a través de tres esquemas: contratos en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), acuerdos bilaterales con grandes usuarios y ventas directas a CAMMESA. Esta estructura permite flexibilidad comercial y diversificación de ingresos, claves para su modelo de negocios.

La empresa también proyecta sumar tecnologías complementarias, como carports solares, más capacidad de almacenamiento BESS y, eventualmente, producción de hidrógeno verde en los proyectos donde haya viabilidad técnica y demanda industrial o de exportación.

Todo este crecimiento se acompaña de una fuerte política sustentable. Según su Reporte de Sostenibilidad 2024, 360Energy generó 413 GWh de energía solar y evitó la emisión de 177.500 toneladas de dióxido de carbono. Durante el mismo período, inició operaciones en España, México y Brasil, lo cual implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios y trasladar sus estándares de gestión más allá de Argentina.

En palabras de Federico Sbarbi Osuna, CEO para el Hemisferio Sur, el proceso implicó una transformación significativa: “Evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países”.

A nivel social, el reporte también menciona acciones de impacto en comunidades de La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires, reforzando un enfoque que combina desarrollo económico, tecnología limpia y compromiso territorial.

De esta manera, 360Energy se consolida como un actor regional en la transición energética, con una propuesta que articula crecimiento internacional, integración tecnológica y gestión sostenible.

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México publica el nuevo Reglamento de la CFE como Empresa Pública del Estado

El Gobierno de México oficializó la expedición del Reglamento de la Ley de la Empresa Pública del Estado, Comisión Federal de Electricidad (CFE), un nuevo marco normativo que redefine la operación, gobernanza y procesos internos de la empresa energética más grande del país. El decreto fue publicado este 2 de diciembre de 2025 en el Diario Oficial de la Federación.

El nuevo reglamento sustituye al que permanecía vigente desde 2014 y tiene como objetivo fortalecer la transparencia, la eficiencia operativa, el control interno y la alineación estratégica de la CFE con las políticas nacionales de energía y sostenibilidad. Con ello, el Gobierno de México actualiza la estructura regulatoria en un contexto de transición energética y demanda creciente de infraestructura eléctrica.

Entre las disposiciones más relevantes se encuentran reglas reforzadas para la integración y funcionamiento del Consejo de Administración, que incluyen requisitos precisos para la designación y remoción de personas consejeras, mecanismos de prevención y declaración de conflictos de interés, y un mayor nivel de transparencia mediante la publicación de información y expedientes. Asimismo, se fortalecen las funciones de los comités internos, entre ellos el Comité Especial, con nuevas directrices para su operación, toma de decisiones y levantamiento de actas.

El reglamento establece también la obligación de que las empresas filiales de la CFE alineen sus actividades con el Programa de Desarrollo de la empresa, adopten medidas de cumplimiento normativo y operen bajo lineamientos de austeridad. En materia de vigilancia, incorpora la aplicación de normas internacionales de auditoría e información financiera, además de definir atribuciones para auditorías internas, externas y las realizadas por la Auditoría Superior de la Federación.

En cuanto a adquisiciones, arrendamientos y obras, el documento introduce cambios significativos a los procesos de contratación. Se contemplan mecanismos como subastas ascendentes y descendentes, nuevos límites para adjudicación directa e invitaciones restringidas —actualizables anualmente conforme al INPC—, criterios más estrictos para justificar contrataciones por urgencia y medidas para evaluar las políticas de integridad de proveedores. El reglamento dedica un apartado detallado al procedimiento del recurso de reconsideración, que abarca plazos, requisitos, suspensión, garantías y efectos de las resoluciones.

Otro elemento central es el fortalecimiento de la sostenibilidad institucional. El Plan de Sostenibilidad de la CFE deberá alinearse con la Estrategia Nacional de Transición Energética, los planes sectoriales de energía e hidrocarburos, y los compromisos internacionales adquiridos por México en materia ambiental. Esto impulsa una visión de largo plazo para el desarrollo de infraestructura eléctrica acorde con estándares nacionales e internacionales.

El reglamento también define atribuciones para la Persona Comisaria, encargada de elaborar la evaluación anual del desempeño de la CFE. Dicho informe deberá hacerse público en las páginas oficiales de la empresa y de la Secretaría Anticorrupción y Buen Gobierno, fortaleciendo los mecanismos de rendición de cuentas. Los artículos transitorios establecen que la evaluación correspondiente al ejercicio 2024 deberá ser presentada a más tardar el 31 de diciembre de 2025.

Con la publicación de este decreto, el Gobierno de México busca consolidar una CFE con mayor claridad normativa, controles más robustos y una operación alineada a metas de eficiencia, transparencia y sostenibilidad. La actualización llega en un momento clave para el sistema eléctrico nacional y marca un paso significativo en la modernización regulatoria del sector energético del país.

DOF – Diario Oficial de la Federación

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La CNE da por finalizados los contratos de Canadian Solar adjudicados en la licitación 2017/01

La Comisión Nacional de Energía (CNE) aprobó el término anticipado de los contratos de suministro adjudicados en la licitación pública nacional e internacional 2017/01 al generador Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA.

Según informó la entidad a través de un comunicado oficial, la medida se basa en el incumplimiento del inicio del suministro por parte de la empresa, y se enmarca en lo establecido en el artículo 21 de las Bases de Licitación. De acuerdo a la normativa, este tipo de faltas habilita a la CNE a proceder con la finalización anticipada de los contratos suscritos.

El término anticipado afecta a los contratos celebrados entre Canadian Solar y las siguientes ocho empresas distribuidoras: Enel Distribución Chile S.A., Compañía General de Electricidad S.A., Empresa Eléctrica de la Frontera S.A., Empresa Eléctrica de Aisén S.A., Empresa Eléctrica de Magallanes S.A., Luz Osorno S.A., Sociedad Austral de Electricidad S.A. y Empresa Eléctrica de Atacama S.A.

Todos los contratos fueron firmados en el marco del proceso licitatorio 2017/01, uno de los mecanismos establecidos por el Gobierno chileno para asegurar el suministro a clientes regulados a través de la incorporación de energía proveniente de nuevas fuentes generadoras.

Desde la CNE indicaron que el incumplimiento de las condiciones contractuales por parte de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA fue debidamente acreditado, y que por ello la medida fue tomada en estricto cumplimiento del marco legal vigente.

Con esta resolución, la Comisión formaliza el cierre de los contratos, estableciendo como fecha de término el día 2 de diciembre de 2024, según lo dispuesto en la resolución exenta N°559.

Hasta el momento, Canadian Solar no ha emitido una declaración pública respecto de esta decisión, que implica el fin anticipado de su participación contractual en el suministro a clientes regulados a través de las distribuidoras mencionadas.

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España impulsa la producción de hidrógeno verde con 126 M€ en la primera subasta nacional

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a dos proyectos localizados en la Comunidad Valenciana y Castilla y León, de acuerdo con las resoluciones que pueden consultarse aquí y aquí. Estas dos iniciativas suman una potencia de electrolisis de 160 MW y fueron preseleccionadas en la segunda subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno.

Las resoluciones corresponden a la primera convocatoria nacional de AaaS, que abrió una vía para financiar con fondos nacionales proyectos preseleccionados por la Comisión Europea en el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA), pero que no habían obtenido fondos al haberse agotado el presupuesto. Las ayudas de esta primera convocatoria nacional de AaaS están gestionadas por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), adscrito al MITECO, y financiadas con fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resilencia (PRTR).

Los incentivos se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente en todas sus fases. Es la primera vez en España que las ayudas no se dan a la inversión en activos, sino a la producción del H2 renovable.

Proyectos seleccionados

El proyecto con mayor dotación económica ha sido ‘Orange.Bat’, que recibirá una ayuda de 82,5 millones. Contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Onda (Castellón), que incluye un electrolizador alcalino de 100 MW, con una producción anual estimada de 11.960 ton/año. La electricidad consumida procederá de parques eólicos y fotovoltaicos, y dará servicio a 11 industrias cerámicas de la Comunidad Valenciana.

Por su parte, el proyecto ‘eM Numancia’, con una ayuda asignada de 43,9 millones, contempla la construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable electrolítico en Garray (Soria) para la producción de metanol verde que se destinará a cinco industrias del sector químico, maderero, logístico y marítimo. Incluye un electrolizador alcalino de 60 MW alimentado por parques eólicos y fotovoltaicos, con una producción anual de hidrógeno estimada de 6.363 ton/año y 33.334 ton/año de metanol verde.

H2 renovable, una apuesta país

Esta subasta nacional forma parte de la apuesta del Gobierno por el hidrógeno renovable como factor clave para eliminar las emisiones de CO2 de la industria, el transporte pesado y otros sectores difíciles de descarbonizar, y en coherencia con el desarrollo del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).

A día de hoy, el IDAE ha concedido ayudas a proyectos de hidrógeno ‘verde’ por un importe total de 2.721 millones, con programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo IPCEI) lanzadas por Bruselas. En suma, casi 3.000 millones de los fondos del PRTR y la Adenda destinados al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

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Sungrow convoca al Summit Latam 2025 en Chile con foco en innovación energética

Sungrow, líder global en inversores solares y soluciones de almacenamiento, convoca a los referentes del sector energético a participar del Summit Latam 2025, que se celebrará el 11 de diciembre en el Centro de Eventos La Dehesa, Santiago de Chile, a partir de las 16:00 horas.

El encuentro reunirá a ejecutivos, especialistas técnicos y socios estratégicos de toda la región, con el objetivo de mostrar el portafolio de productos de última generación de la compañía y analizar las tendencias que están moldeando el futuro energético mundial. Se trata de un evento exclusivo, al que solo se podrá acceder mediante inscripción previa, disponible a través del portal oficial:

Inscripción

La jornada comenzará con la acreditación a las 16:00, seguida por un completo bloque de conferencias técnicas y comerciales desde las 17:00 hasta las 19:30. Entre los temas destacados se incluyen:

  • Market Trends (Tendencias del mercado)
  • Grid Analysis (Análisis de red)
  • ESS Product Launch
  • BESS Burn Test Insight
  • Grid-forming Technologies
  • Localized Services and LTSA Offerings
  • Projects Sharing
  • Free Discussion & Showcase Tour

Durante el evento se presentará el portafolio de soluciones de almacenamiento energético (ESS), con demostraciones de su desempeño técnico y pruebas de resistencia, además de analizar cómo las tecnologías grid-forming están permitiendo una integración más eficiente de energías renovables a la red eléctrica.

Sungrow también presentará servicios localizados y propuestas de acuerdos de soporte técnico a largo plazo (LTSA), diseñados para maximizar el rendimiento de las instalaciones y mejorar la disponibilidad operativa de los sistemas.

A las 20:00 comenzará el espacio de networking y cierre, donde los asistentes podrán compartir experiencias y establecer contactos estratégicos con otros líderes del sector.

Como parte de su estrategia de posicionamiento en Latinoamérica, Sungrow ha reforzado su participación activa en los principales encuentros del sector, incluyendo el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, donde se destacaron varios de sus ejecutivos regionales en distintas instancias.

Durante el FES, participaron Gonzalo Feito, Andean Region Director, Jorge Alvarado, Key Account Manager y Jorge Cabrera, Service Business Development Manager, quienes brindaron su visión sobre el mercado y revelaron las innovaciones de la compañía.

Este despliegue regional refuerza el compromiso de Sungrow con el desarrollo energético de América Latina, tanto desde el punto de vista tecnológico como comercial. “Buscamos compartir conocimiento técnico de alto valor y acercar nuestras soluciones a los desafíos específicos de cada mercado”, explican desde la organización del evento.

La compañía ofrecerá en el evento una actualización sobre sus soluciones más recientes, incluyendo inversores de alta potencia, sistemas de almacenamiento inteligente, y plataformas digitales de operación y mantenimiento, diseñadas para mejorar la rentabilidad de proyectos de gran escala.

Además, el encuentro servirá como una instancia para fortalecer alianzas con desarrolladores, distribuidores, utilities y gobiernos, bajo una agenda que combina contenido técnico, visión estratégica y espacios de networking de alto nivel.

Con esta iniciativa, Sungrow consolida su presencia como un actor clave en la transformación energética de la región, y reafirma su apuesta por impulsar una transición sustentable, competitiva y tecnológicamente avanzada.

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El IDAE asigna 10 GWh en almacenamiento en España: ¿qué empresas fueron adjudicadas y dónde se concentran los proyectos?

Tres compañías del sector energético —Iberdrola, Atlantica y Rolwind— han resultado adjudicatarias de más del 51% de los cerca de 10 GWh de capacidad de almacenamiento asignados por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) en la resolución definitiva del programa FEDER. La convocatoria, dotada con más de 827 millones de euros, asigna fondos para 133 proyectos, con un total de 2.400 MW de potencia instalada.

El principal adjudicatario es Iberdrola, con 12 proyectos que suman 2.333,7 MWh de capacidad adjudicada, el 24,1% del total nacional. La energética combina tecnologías de almacenamiento con baterías e hidroeléctrico reversible, acumulando 990 MWh solo en bombeo, además de tecnologías con almacenamiento térmico, lo que la posiciona como líder transversal del storage en España.

Entre las iniciativas destacan BAT MAJADA ALTA, BAT SAN ANTONIO, BAT TAGUS III y IV, además de tres grandes desarrollos en Galicia: BAT DÓLAR 1, BAT PEDREGAL TREMUZO y BAT MURAS. También figuran proyectos relevantes como BESS HIBRIDACIÓN FV VIRGEN DE AREÑOS III en Castilla y León y otros en Extremadura.

Atlantica Sustainable Infrastructure Ltd, con 8 proyectos y 1.517 MWh adjudicados, se consolida como el segundo operador del ranking, con una cuota del 15,3%. Algunas de las iniciativas son Solacor TES1, TES2, ST1 y ST2, ubicados principalmente en Andalucía. 

Por su parte, Rolwind Renovables, con apenas dos proyectos, concentra un total de 1.225 MWh, equivalentes al 12,3% del total nacional adjudicado. Esta cifra se alcanza gracias a la magnitud de sus dos sistemas: ST Palmosilla, con 885,3 MWh, y ST Cerrillo, con 340,0 MWh. El primero de ellos se posiciona como uno de los mayores sistemas de almacenamiento con baterías del sistema eléctrico español.

Adjudicatarios destacados más allá del podio

Naturgy se posiciona como uno de los actores con mayor despliegue territorial, con 7 proyectos en regiones como Canarias y Murcia, sumando un total de 359,3 MWh, lo que representa el 3,6% del total adjudicado. Los proyectos incluyen instalaciones como HIB BESS FUERTEVENTURA, SAN BLAS, JUMILLA y MONTE REDONDO.

Ecoener, por su parte, obtiene 32 MWh en 4 proyectos, todos ellos en Canarias, donde consolida su presencia regional. Aquila Clean Energy alcanza 71,6 MWh en proyectos como Bellissens 4 y 5, situados en Cataluña.

Otros adjudicatarios relevantes son:

  • Abengoa: 310 MWh (TES1) y 285 MWh (TES2)
  • Benbros (Galicia): 225,8 MWh

  • Prisca Solar y Celso Solar: 168 MWh cada uno (Andalucía)
  • Sermatec Energy: 110,3 MWh

  • Viridi RE Group: 88,4 MWh

  • Africana Energía: 40,0 MWh

Greenalia, Saeta Yeld, Ecoactivos, Helios, Our New Energy, CTG Europe, Sanitas, Ignis, Intermalta, EnergyNest Iberia y otras pymes industriales completan el panorama con proyectos entre los 13 y los 225 MWh.

Distribución regional: Andalucía lidera el despliegue

Andalucía se posiciona como el principal receptor de ayudas, con 32 proyectos que suman 3.529 MWh de capacidad y una financiación de 351,3 millones de euros. Esta comunidad autónoma no solo encabeza por volumen, sino que también agrupa proyectos térmicos e industriales, como los presentados por Aceites del Sur – Coosur, Actividades Oleícolas, Rpow Consulting y Abengoa. La región se perfila como un polo clave en la diversificación tecnológica del almacenamiento energético en España.

En segundo lugar, Galicia suma 1.117 MWh distribuidos en 12 proyectos, incluyendo adjudicaciones a Iberdrola, Benbros, Greenalia y Ecoener. Castilla-La Mancha, por su parte, agrega 1.012 MWh en 11 proyectos, y Castilla y León completa el top 4 con 854 MWh, tras sumar 4 proyectos adicionales en la fase final.

Extremadura, Canarias, Cataluña y Murcia también reciben asignaciones significativas. Extremadura se destaca por los proyectos de Iberdrola, incluyendo BAT TAGUS III y IV. En Canarias, Naturgy y Ecoener lideran el desarrollo, mientras que en Cataluña los proyectos de Aquila Clean Energy refuerzan el tejido regional.

Financiación: más de 827 millones en juego, con ayudas que superan los 20 millones por iniciativa

El programa FEDER de apoyo al almacenamiento energético asignó un total de 827 millones de euros en ayudas públicas no reembolsables, lo que representa una inyección sin precedentes en el sector.

La financiación se reparte entre los 133 proyectos adjudicados, pero con un fuerte grado de concentración: más de 50 iniciativas superan los 5 millones de euros en subvenciones, y algunas de las de mayor escala, como las impulsadas por Iberdrola, Atlantica o Rolwind, acceden a ayudas individuales por encima de los 20 millones de euros.

Por ejemplo, proyectos como BAT MAJADA ALTA y BAT SAN ANTONIO, ambos de Iberdrola, o TES 1 y TES 2, de Atlantica y Abengoa respectivamente, están entre los mejor financiados del paquete.

La media de ayuda por proyecto ronda los 6,2 millones de euros, pero en el caso de Andalucía, Galicia y Castilla-La Mancha —las comunidades con mayor asignación— las cifras son sensiblemente superiores. En Andalucía, por ejemplo, la financiación total asciende a 351,3 millones de euros, es decir, más del 42% del total nacional asignado.

Tecnología y cadena de valor

La mayoría de los proyectos adjudicados son sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), aunque también se incluyen tecnologías térmicas, bombeo hidroeléctrico y soluciones industriales. Solo 10 proyectos alcanzan 3,4 puntos y otros 10 llegan a 4,2 puntos en la evaluación de cadena de valor industrial, lo que muestra que el reto de fortalecer el ecosistema nacional aún es pendiente.

El plazo máximo para la ejecución de los proyectos es el 30 de septiembre de 2029, incluyendo eventuales prórrogas. Este horizonte de despliegue sitúa a España en una etapa crítica para consolidar su transición energética, con una red que incorpora almacenamiento en escala sin precedentes.

Todos los proyectos adjudicados aquí: 

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JA Solar se mete de lleno en el negocio BESS en América Latina: despliega 30 GW

JA Solar está ejecutando un giro estratégico en América Latina: entra de lleno al negocio del almacenamiento energético con 30 GW ya activos en capacidad productiva. Su propuesta es clara: entregar sistemas integrados de generación fotovoltaica y baterías de respaldo (BESS) bajo una sola marca, reduciendo fricciones técnicas y financieras en los proyectos.

El anuncio lo hizo José Tomás Ewing Soffia, Senior Sales Manager de la compañía, durante su participación en el Future Energy Summit – Southern Cone, donde señaló que la firma busca posicionarse como integrador completo, no solo como fabricante.

Con más de 300 GW en paneles solares vendidos globalmente, JA Solar considera que la región está entrando en una nueva etapa, donde los desarrolladores y utilities demandan más que módulos: necesitan trazabilidad, bancabilidad y acompañamiento.

“Apuntamos al servicio y al confort del cliente, desde el diseño hasta la puesta en marcha”, sostuvo Ewing Soffia.

La compañía trabaja junto a los principales fabricantes mundiales para ofrecer soluciones BESS con soporte local. Según el ejecutivo, la producción de 30 GW en almacenamiento ya está en marcha, orientada a responder al crecimiento esperado en países como Chile, Brasil, Colombia y Argentina, donde los sistemas BESS empiezan a escalar en la planificación energética.

Pese a las buenas proyecciones, el crecimiento real de la tecnología sigue atado a dos factores clave: la falta de regulación específica y la ausencia de estructuras de financiamiento adaptadas.

En su intervención, Ewing Soffia alertó que muchos países —como Chile— aún no han definido normativas claras para certificar, operar o integrar estos sistemas. Esto obliga a los fabricantes a diseñar por intuición o rentabilidad, lo que termina generando dispersión tecnológica.

“Si la regulación es ambigua, todos optimizan por rentabilidad, y eso puede generar disrupciones tecnológicas a largo plazo”, advirtió.

Desde JA Solar también identifican que, si bien los desarrolladores ya tienen definidos sus parques, el cuello de botella está en la etapa financiera. Los bancos exigen garantías claras, que se dificultan si hay múltiples marcas involucradas o si los sistemas no cumplen normativas locales específicas.

El enfoque de la empresa es atacar esa barrera con una propuesta “llave en mano”, que combine equipamiento, ingeniería, trazabilidad, certificaciones y soporte técnico. Así buscan facilitar el cierre financiero de proyectos que de otro modo quedarían detenidos.

Otro punto que destacó el ejecutivo es que los clientes latinoamericanos están más sofisticados que nunca. No buscan solo precios competitivos, sino que exigen marcas que respalden todo el ciclo del proyecto. Esto, asegura, obliga a los fabricantes a convertirse en integradores.

“Hoy hay clientes que están dando la oportunidad a la integración, donde se unifica solar y almacenamiento con una sola marca, con respaldo técnico y financiero desde el momento cero y para siempre”, afirmó.

En ese marco, JA Solar no se plantea como un proveedor más, sino como un socio estratégico a largo plazo, que acompaña desde la cotización hasta la operación, pasando por permisos, normativas, seguros y garantías.

La visión de la empresa es que, así como ocurrió con el crecimiento solar en la última década, el BESS tendrá un despegue acelerado si se eliminan las barreras técnicas, regulatorias y financieras. Y para eso, aseguran, no alcanza con vender baterías: hay que integrarlas con inteligencia, desde una sola propuesta de valor.

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Grupo Cox propone integrar mercados energéticos de América Latina con modelos de autogeneración remota

En el cierre del Future Energy Summit Colombia, el foco estuvo puesto en la urgencia de integrar los mercados eléctricos de América Latina. En un contexto de matrices energéticas desiguales, pero complementarias, Grupo Cox propuso una visión que va más allá de las fronteras: articular oportunidades entre países a través de un enfoque regulatorio y técnico común.

Desde su experiencia en múltiples mercados, Carolina Vargas Torres, Directora Legal para Colombia y Ecuador del grupo, planteó que las diferencias entre países pueden convertirse en ventajas competitivas si se estructuran correctamente los marcos normativos y las oportunidades de inversión. Un país con mejor recurso solar puede abastecer a otro con demanda puntual, aprovechando también diferencias horarias o estacionales.

Uno de los puntos fuertes del planteo fue el desarrollo de modelos de autogeneración remota, que permitirían vincular generación y consumo en distintas jurisdicciones. “Tener una planta de generación en Colombia que alimente un centro de consumo en Ecuador no debería ser ciencia ficción”, remarcó Vargas, quien insistió en que solo una coordinación regional hará posible esquemas de este tipo.

En paralelo, recordó que Grupo Cox viene de adquirir activos renovables en México, lo que refuerza su presencia en la región. Esa operación le permitió al equipo entender los retos comunes en el desarrollo de proyectos: desde los permisos hasta la comercialización. Aunque las etapas de construcción y operación presentan similitudes técnicas entre países, la diferencia real está en cómo se regula y cómo se vende la energía.

Justamente, uno de los riesgos emergentes es el curtailment, que empieza a notarse en mercados con alta penetración renovable. En ese sentido, Vargas enfatizó que la clave está en prever este tipo de situaciones desde el diseño contractual, y sugirió incorporar cláusulas específicas para proteger a las partes frente a excesos de generación o limitaciones de red.

Más allá del marco regulatorio, Grupo Cox pone sobre la mesa soluciones tecnológicas estructurales, como la inteligencia artificial y el almacenamiento. La primera permite anticipar excedentes, optimizar consumo y mejorar las decisiones de despacho. La segunda —las baterías— es fundamental para gestionar desbalances y absorber los picos de generación limpia.

“Estas herramientas no solo servirán para conectar sistemas, también para mejorar la relación con las comunidades”, planteó la ejecutiva, anticipando un salto cualitativo en la forma de operar e integrar el sector energético.

Grupo Cox se posiciona así como un actor regional con capacidad de traducir oportunidades en estructuras de inversión viables, sin perder de vista la necesidad de contar con políticas claras, sostenibles y pensadas a largo plazo. La integración energética en América Latina no es solo deseable: es imprescindible para avanzar hacia una matriz más limpia, estable y eficiente.

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Se acerca un encuentro clave: líderes anticipan estrategias para diversificar portfolios de renovables y storage

Energía Estratégica realizará un encuentro virtual el próximo 9 de diciembre en donde se analizará cómo integrar ERNC, sistemas BESS, digitalización e innovaciones tecnologías para fortalecer la competitividad de los proyectos en Hispanoamérica de cara al 2026.

El mercado energético de América Latina se encuentra en una fase de evolución estratégica. Las empresas del sector enfrentan el reto de escalar proyectos, diversificar tecnologías y asegurar rentabilidad en un entorno caracterizado por nuevas regulaciones, alta competencia y aceleración tecnológica. En este contexto, adquirir visión de largo plazo e identificar oportunidades de integración se vuelve clave. A este análisis se sumarán ejecutivos de empresas líderes del sector como Ángela Castillo (Black & Veatch), Luis Contreras (Yingli), Luis Castillo (SolaX Power), Jorge Ospina (Solis), Claudio Loureiro (GCL), Andrés Pinilla (Risen) y Jorge Cernadas (Ventus).

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El evento gratuito «Estrategias para escalar y diversificar portafolios renovables y storage» se desarrollará en formato virtual y será impulsado por Energía Estratégica. Reunirá a tecnólogos, desarrolladores, generadoras renovables y EPCistas del sector con alcance internacional.

A partir de las 11 h Argentina – Uruguay – Chile – Brasil | 9 h Colombia – Perú – Panamá | 8 h México – Guatemala | 15 h España, referentes de alto nivel analizarán cómo pasar del desarrollo de proyectos individuales a portafolios consolidados, integrando el almacenamiento y la digitalización como vectores clave de valor.

El encuentro virtual comenzará con un panel de debate denominado “Del panel al portafolio: inversión, tecnología y ejecución en el nuevo ciclo renovable”, que pondrá el foco en la transición que vive el sector: del desarrollo de proyectos aislados a la estructuración de portafolios diversificados y financieramente viables. 

En un entorno de transformación regulatoria y competitividad creciente, se vuelve crucial entender cómo articular inversión, tecnología y ejecución eficiente en esta nueva fase del mercado.

Empresas y players de referencia del ecosistema renovable compartirán visiones estratégicas y casos concretos sobre cómo optimizar CAPEX y OPEX, acelerar tiempos de desarrollo y garantizar retornos sostenibles en portfolios multi-tecnología. Por lo que la ejecución integrada y la estandarización de procesos serán temas centrales en este panel.

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También se llevará a cabo un keynote destacado junto a SolaX Power, compañía que acelera su expansión en Latinoamérica y que se prepara para materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o centrales híbridas (generación + almacenamiento) en los próximos años, con iniciativas iniciales de 10 a 20 MW. 

Seguidamente se concretará el segundo bloque de la jornada, bajo la premisa “Innovación en eólica, solar y almacenamiento como ejes para acelerar la diversificación de la matriz”, que explorará cómo la adopción de nuevas herramientas digitales, la eficiencia de los sistemas de baterías y la evolución en las curvas de costos permiten ampliar y diversificar los portafolios, al tiempo que se fortalece la resiliencia de la matriz energética.

Los panelistas abordarán cómo combinar estas tecnologías en proyectos de generación renovable, sistemas stand-alone o parques híbridos, con el foco puesto en criterios técnicos esenciales para la toma de decisiones de diversificación, y en cómo anticiparse a la evolución del mercado eléctrico regional. 

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Mientras que el último “Camino a FES Iberia: Perspectivas de inversión de las energías renovables”, se presenta como una antesala estratégica para el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia, que se celebrará el próximo 12 de febrero en Madrid, España, y que marcará el inicio de la gira 2026 de FES, con presencia confirmada en nueve destinos estratégicos a lo largo del próximo año.

Durante el debate se abordarán perspectivas de inversión renovable en un escenario de expansión internacional, con foco en las sinergias entre América Latina y Europa. Además, se analizarán flujos de capital, condiciones regulatorias y novedosas iniciativas que se preparan y que podrían potenciar nuevos portafolios renovables y de storage. 

Esta iniciativa reafirma el propósito de Energía Estratégica y Future Energy Summit de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

Y con la participación de las empresas más relevantes del sector, autoridades y referentes técnicos, este encuentro se posiciona como un encuentro virtual crucial para Hispanoamérica, orientado al análisis estratégico del mercado renovable y la construcción de agendas de inversión hacia el corto, mediano y largo plazo.

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Puerto Rico impulsa la planta virtual de baterías más grande de América Latina

Puerto Rico se está consolidando como líder regional en almacenamiento energético distribuido, con un modelo de participación ciudadana y escalabilidad técnica que ya muestra resultados. El programa CBES+ (Customer Battery Energy Sharing) integra a 81.000 hogares que comparten la energía almacenada en sus baterías con toda la red, reduciendo el riesgo de apagones nocturnos. Se trata de la primera planta virtual de baterías «detrás del metro» de América Latina y el Caribe, con un potencial de crecimiento que podría duplicar su escala actual en el corto plazo.

En total, se estima que ya hay más de 185.000 baterías residenciales en funcionamiento en la isla, con características técnicas que alcanzan los 13 kWh de energía disponible y 5 kW de capacidad de descarga sostenida. Estos sistemas no solo garantizan autonomía para sus propietarios, sino que permiten generar estabilidad a toda la red eléctrica puertorriqueña.

La expansión del programa es técnicamente viable y políticamente respaldada. Desde la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA), su Chief Policy Officer, Javier Rúa-Jovet, aseguró que el sistema “le evita apagones nocturnos a todos los puertorriqueños” y confirmó que “podemos expandirlo a otras 80.000 residencias nuevas” sin dificultad operativa.

Este avance se apoya en una curva sostenida de adopción de energía solar distribuida. Puerto Rico ya alcanzó más de 1,3 GW instalados en sistemas residenciales y comerciales.

Se espera que la tendencia continúe en 2026 y en los años posteriores, con la incorporación mensual de más de 3.000 sistemas solares de al menos 6 kW, la mayoría acompañados de baterías. De mantenerse ese ritmo, se sumarían unos 300 MW nuevos de solar por año, con una proyección acumulada de más de 3 GW de almacenamiento instalado hacia 2029.

En paralelo al desarrollo técnico, el escenario regulatorio también marca el rumbo. La política de medición neta —base económica del ecosistema solar distribuido— está siendo defendida judicialmente por el Senado de Puerto Rico frente a una impugnación promovida por la Junta de Supervisión Fiscal ante el Tribunal Federal.

Rúa-Jovet calificó esta herramienta como “la espina dorsal de la industria de generación distribuida solar”, por su impacto en sistemas que van desde menos de 1 kW hasta los 5 MW, y remarcó que su defensa legal será sostenida hasta su vigencia establecida por ley, en 2030.

Una mirada regional e internacional

Más allá del plano local, Rúa-Jovet planteó una visión crítica sobre la falta de avances reales en la agenda climática global. Para él, la COP30 fue una muestra de retroceso en términos de liderazgo en renovables.

“COP30 fue un triunfo para China y un desastre para Estados Unidos, nación que ha cedido de forma desconcertante el liderato en renovables a la ascendente superpotencia de la dictadura china”, sostuvo.

En su opinión, el evento no logró abordar con claridad lo que define como el problema central y existencial de esta era: eliminar las emisiones de los sectores energético y de transporte.

Mientras el mundo discute grandes estrategias, Puerto Rico ejecuta soluciones concretas. CBES+ es un caso testigo de cómo la innovación tecnológica, la regulación efectiva y la participación ciudadana pueden converger en un modelo energético resiliente. La isla no solo mejora su seguridad energética, sino que se perfila como referente en la región y, potencialmente, en el mundo, con una de las plantas virtuales de baterías de mayor capacidad operativa proyectada.

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NextPower inicia una nueva etapa en LATAM con una oferta integral de soluciones y más de 24 GW entregados en la región

La histórica firma Nextracker dio paso recientemente a NextPower, en una apuesta estratégica que busca responder a los desafíos actuales del mercado energético con una oferta integral de soluciones solares. El rebranding fue presentado por Gonzalo Gallardo, Sales Manager Latin America, durante su participación en el Future Energy Summit Southern Cone 2025, realizado en Santiago de Chile.

“Estamos migrando ya a una plataforma más completa que no solamente ofrece tracker, sino también elementos de electrical balance of systems, fundaciones, robótica y otras soluciones”, manifestó Gallardo al explicar el alcance del rebranding. El ejecutivo remarcó que la decisión se tomó para reflejar el nuevo posicionamiento de la compañía como proveedor integral en la región.

La propuesta de NextPower apunta a resolver de forma concreta algunos de los principales obstáculos de la transición energética en Chile y el Cono Sur, como la congestión en la red de transmisión.

 “La permisología es compleja y la construcción de líneas es lenta, por lo que la solución evidente a corto y mediano plazo es el almacenamiento”, destacó el ejecutivo.

La empresa identifica una expansión acelerada de proyectos híbridos con baterías en el norte de Chile, impulsada por la necesidad de mitigar los cuellos de botella en la transmisión. Frente a esta realidad, NextPower busca contribuir con su capacidad de fabricación y una estructura de precios que “haga viables este tipo de desarrollos”, según indicó Gallardo.

NextPower adapta su tecnología a las condiciones topográficas y geográficas más exigentes del territorio. En el sur, por ejemplo, los terrenos con vegetación y ondulaciones son desafiantes para las estructuras tradicionales. Allí entra en juego el Tracker XTR, “flexible para mitigar estos movimientos de tierra o directamente llevar a cero ese riesgo de construcción”.

En tanto, en el norte de Chile, la empresa ofrece soluciones específicas para suelos con alta corrosión o rocosos, donde el diseño y la ingeniería se vuelven decisivos para garantizar viabilidad técnica y costos competitivos. La compañía cuenta con un equipo técnico con más de una década de experiencia local, lo que ha permitido consolidar una relación de confianza con sus clientes. 

Casi el 80% del revenue de NextPower proviene de clientes recurrentes”, afirmó el ejecutivo, destacando la fidelidad en la región.

La confiabilidad del producto también se apoya en sus características técnicas: “Nuestra estructura es 100% remachada, casi sin necesidad de mantenimiento”, indicó el ejecutivo. 

A esto se suman las innovaciones en software y diseño, como TrueCapture, una solución de tuning específico que permite maximizar el rendimiento anual de cada planta, y Microtilt, una modificación que orienta los módulos ligeramente hacia el norte, ideal para proyectos ubicados en latitudes medias.

A nivel de mercado, la firma suma más de 24 GW entregados en Latinoamérica, de los cuales 3,5 GW corresponden solo a Chile. Gallardo aseguró que son el “proveedor número uno a nivel local en términos de volumen”. 

La experiencia en Chile tiene raíces profundas: el primer proyecto internacional de la firma fuera de Estados Unidos fue en el país andino, lo que ha cimentado su conocimiento del mercado y la normativa local.

Gallardo concluyó con una mirada de largo plazo: “Creemos que también está el valor en certificar la reducción de emisiones, no solo en la operación, sino también en la fabricación y construcción del equipamiento”. Esta visión refuerza el compromiso de NextPower con una transición energética integral, sustentable y técnicamente viable para el Cono Sur.

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El Estado Nacional recibió ofertas por USD 685 millones por las represas del Comahue

En un paso más para avanzar con la privatización de los complejos hidroeléctricos del Comahue, el Estado Nacional realizó hoy la apertura de las ofertas económicas correspondientes al proceso de adjudicación para la gestión privada de las represas del Comahue. En total, ocho empresas presentaron propuestas que, sumando las mejores ofertas para cada una de las concesiones, garantizan un ingreso mínimo de USD 684 millones para el Estado en esta etapa.

La revisión técnica ya fue completada y, conforme al pliego, solo en la concesión de Cerros Colorados habrá instancia de mejora de ofertas. En las restantes tres represas —Alicurá, El Chocón y Piedra del Águila— el monto mínimo ya quedó asegurado a partir de las propuestas económicas recibidas.

Los futuros concesionarios, además, estarán obligados a ejecutar todas las inversiones, obras y reformas de infraestructura necesarias para garantizar la operación segura, eficiente y sostenible de los complejos hidroeléctricos, tal como establece el pliego.

La amplia participación empresaria confirma el fuerte interés del sector privado en operar y modernizar uno de los complejos hidroeléctricos más relevantes del país, en un proceso competitivo, transparente y orientado a maximizar el valor de los activos públicos.

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SolisStorage lanza EverCore en Chile: Un hito estratégico mientras el país lidera la transición de almacenamiento en LATAM

Chile se ha consolidado como uno de los mercados más avanzados de América Latina en integración de energías renovables, impulsado por ambiciosas metas de descarbonización, un sólido respaldo regulatorio y la rápida expansión de proyectos solares comerciales e industriales (C&I). A medida que las empresas del país enfrentaron el aumento de costos energéticos, la necesidad de una mayor resiliencia operativa y una creciente variabilidad en la red, Chile se posicionó como un centro regional para el despliegue e innovación en sistemas de almacenamiento de energía.

En este contexto, SolisStorage —líder global en soluciones de almacenamiento de energía— seleccionó a Chile como el primer país en América Latina para presentar su nuevo portafolio de almacenamiento C&I. Esta decisión estratégica respondió directamente a la creciente demanda del país por sistemas de almacenamiento robustos, escalables e inteligentes. El lanzamiento de la plataforma SolisStorage EverCore llegó “en el momento justo” para respaldar operaciones industriales, estrategias de peak-shaving y necesidades de respaldo energético.

El lanzamiento oficial de EverCore, el primer sistema de almacenamiento C&I totalmente integrado de SolisStorage, se llevó a cabo durante un evento exclusivo en Santiago el 25 de noviembre de 2025. El evento fue un rotundo éxito, y la nueva solución fue ampliamente elogiada y recibida con gran entusiasmo por clientes, socios e invitados especiales.

 

SolisStorage presentó EverCore: su primer sistema de almacenamiento C&I todo en uno

EverCore integra en un solo equipo —ensamblado en fábrica y listo para instalar— un inversor híbrido, un sistema de baterías y un avanzado sistema de gestión energética (EMS). Su despliegue inició con dos configuraciones principales:

  • 100/120 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 50/60 kW
  • 261 kWh emparejados con el inversor híbrido SolisStorage 125 kW

Este hito marcó la expansión de SolisStorage más allá de la fabricación de inversores, hacia soluciones completas de almacenamiento diseñadas específicamente para aplicaciones comerciales e industriales.

Una arquitectura unificada diseñada para los desafíos energéticos de Latinoamérica

EverCore combina MPPT, PCS, STS y EMS en un sistema integrado y totalmente probado. Con una clasificación IP66, está diseñado para ofrecer durabilidad en entornos exigentes—desde zonas mineras en el norte hasta polos industriales en todo el país.

La creciente demanda de almacenamiento behind-the-meter en Chile se alineó perfectamente con la arquitectura modular de EverCore, capaz de escalar hasta 1.25 MW / 15.66 MWh, ideal para instalaciones que requieren resiliencia, continuidad operativa y optimización energética.

Características técnicas destacadas

  • Conmutación red/fuera de red en menos de 10 ms para proteger cargas críticas
  • Celdas LFP de 314 Ah con arquitectura de seguridad multinivel
  • Sistema de enfriamiento por aire patentado que elimina necesidades de refrigeración líquida
  • Sobredimensionamiento FV de y entradas de 21 A por string
  • 160% de sobrecarga durante 200 ms en operación fuera de red
  • EMS con IA integrada, preparación para VPP y optimización tarifaria
  • Monitoreo y control remoto completos mediante SolisCloud

Un punto de inflexión en la estrategia de SolisStorage para LATAM

“EverCore representó una evolución decisiva para SolisStorage: de ser un fabricante de inversores a convertirse en un proveedor integral de soluciones energéticas”, afirmó Sergio Rodríguez, Director de Tecnología (CTO) de SolisStorage LATAM. “Chile fue el país ideal para presentar esta nueva etapa. Su ecosistema renovable avanzado, la alta demanda C&I y sus políticas energéticas de vanguardia crearon el entorno perfecto para que EverCore prosperara”.

Rodríguez destacó que el portafolio C&I de SolisStorage se convertirá en un pilar fundamental de la estrategia de crecimiento en Latinoamérica, con Chile liderando la adopción regional de tecnologías avanzadas de almacenamiento comercial e industrial.

Impulsando resiliencia e independencia energética en Chile y más allá

A medida que Chile avanzó hacia una matriz energética más limpia y flexible, EverCore posicionó a SolisStorage como un aliado clave para que los sectores industrial y comercial alcancen independencia energética, optimización de costos y mayor resiliencia operativa.

Acerca de SolisStorage

SolisStorage es un líder global en soluciones de almacenamiento de energía, ofreciendo sistemas eficientes, inteligentes y confiables diseñados para cubrir las diversas necesidades de clientes en todo el mundo. Comprometido con la innovación tecnológica y una experiencia de usuario excepcional, SolisStorage desarrolla productos con larga vida útil, altos estándares de seguridad y una adaptación flexible a múltiples aplicaciones. Impulsado por su misión de acelerar la transición mundial hacia la energía limpia, SolisStorage continúa ampliando los límites tecnológicos del almacenamiento energético. Mediante innovación constante y calidad intransigente, la empresa busca ser una fuerza clave en la construcción de un futuro más sostenible y verde para Latinoamérica y el mundo.

Más información en www.solisinverters.com y redes sociales de Solis LATAM.

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Innovación y oportunidad: qué traerá diciembre para la fotovoltaica en LATAM y cómo APsystems se prepara para liderar la transición

El cierre de 2025 llega con señales claras: el almacenamiento deja de ser opcional y la digitalización (IA + IoT) está empezando a transformar la operación y el servicio postventa. Para instaladores y distribuidores esto significa más oportunidades comerciales, mayor demanda de soluciones integradas y la necesidad de actualizar competencias técnicas. En este artículo resumimos las tendencias más relevantes, cómo APsystems las está incorporando en sus productos y servicios, y qué eventos y capacitaciones deberías tener en tu radar para arrancar 2026 con ventaja competitiva.

  1. Tendencias tecnológicas que marcan 2026 (y cómo aplicarlas hoy)
  • Almacenamiento integrado y gestión inteligente: APsystems responde con soluciones AC-coupled como el PCS-ELS 11.4K —11.4 kVA nominales (pico de respaldo ~17,1 kVA), eficiencia alta (≈95,6%) y montaje exterior (IP65) pensadas para integrarse fácilmente a instalaciones existentes sin reconfigurar el lado DC.
  • Microinversores de alta potencia para redes trifásicas: la tendencia a usar paneles > 500 W exige electrónica capaz de extraer su máximo, además de la necesidad para monitorear a detalle las instalaciones. El QT2 de APsystems (microinversor quad nativo trifásico) conecta hasta 4 módulos por unidad (compatibles con paneles de ~670 W) y ofrece ~2 kVA por dispositivo con eficiencias pico cercanas al 97%, ideal para techos comerciales e industriales con conexión trifásica.
  • IA e IoT para operación y mantenimiento: las plataformas que combinan telemetría, detección temprana de fallas y pronóstico de generación reducen costos operativos. APsystems EMA y herramientas como APdesigner ya facilitan diseño y monitoreo; el siguiente paso es incorporar analítica predictiva para aumentar uptime y acelerar diagnósticos remotos.
  • Materiales y módulos de mayor rendimiento: los avances en bifacialidad anuncian módulos más eficientes que cambian la ecuación económica por kW instalado. Esto hace que la electrónica microinversores e inversores tenga que estar preparada para manejar mayor potencia de módulo por circuito.
  1. Lo que esto significa para distribuidores e instaladores
  • Ventaja competitiva: ofrecer sistemas PV + almacenamiento con microinversores nativos trifásicos y un inversor de respaldo integrado reduce tiempos de instalación, minimiza riesgos de incompatibilidad y mejora la producción energética en condiciones de sombreados parciales.
  • Mayor ticket promedio y nuevos nichos: soluciones comerciales con QT2 y PCS-ELS abren ventas a pymes, industrias y proyectos de autoconsumo mayor de 50 kW que buscan resiliencia y optimización tarifaria.
  • Menores costos operativos: la combinación de microinversores y monitoreo en la nube reduce visitas innecesarias; la detección remota acelera RMA y soporte técnico.
  • Formación = diferenciador: certificarse en APstorage y dominar la plataforma EMA acelera la adopción y genera confianza en clientes finales.
  1. Oportunidades de mercado y agenda regional

LATAM sigue ofreciendo ventanas claras para crecimiento: programas de incentivos residenciales y subastas para renovables en varios países; además, grandes proyectos mantienen la demanda de equipos fiables y soporte local. Para capturar esos contratos conviene:

  1. Certificar equipos y personal.
  2. Documentar casos de éxito con medidas de producción reales.
  3. Ofrecer paquetes llave en mano PV + almacenamiento + monitoreo.

Eventos recientes y próximos (que no perderse): APsystems participó activamente en ExpoSolar Colombia y RE+ México en 2025,  lanzamos capacitaciones, certificaciones para tu correcta formación. Además, anunciaremos más talleres y certificaciones a inicios de 2026.

  • Capacitaciones online: webinars técnicos, configuración EMA, diseño con APdesigner y buenas prácticas de instalación. 

Inscripción y fechas en el portal regional APsystems.

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  1. Recomendaciones prácticas para proyectos de Diciembre/Enero
  • Prioriza acoplamiento AC (cuando se trate de retrofit) para reducir costos y riesgos. PCS-ELS 11.4K es una opción óptima para integrar almacenamiento a instalaciones ya existentes.
  • En instalaciones trifásicas comerciales, evalúa QT2 por su eficiencia, balance de fases nativo y facilidad de puesta en marcha.
  • Explota el monitoreo y el reporting: ofrece a tus clientes reportes mensuales de generación y ahorro; esto aumenta retención y abre contratos de mantenimiento.
  • Certifica a tu equipo: los instaladores certificados APsystems reciben prioridad en soporte y acceso a promociones comerciales.

🎄 Felices fiestas les desea APsystems

Al cerrar un año de crecimiento y grandes proyectos en la industria solar, queremos agradecer a todos los instaladores, distribuidores y aliados que forman parte de nuestra comunidad.
Que esta temporada decembrina esté llena de energía positiva, nuevos retos y oportunidades que iluminen un 2026 extraordinario.

¡Felices fiestas y gracias por acompañarnos en la transición energética de Latinoamérica!

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BYD alcanza el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari, Bahía

BYD Auto Brasil alcanzó el hito de 10.000 autos producidos en su fábrica de Camaçari (BA). El logro llega apenas unas semanas después de la inauguración oficial del complejo industrial el pasado 9 de octubre. En el sitio ya se producen tres modelos: BYD Dolphin Mini, BYD King y BYD Song Pro.

A comienzos de noviembre, la empresa inició un segundo turno de producción en la fábrica, con 120 empleados trabajando durante la noche. La medida marca una nueva fase de expansión y refuerza el compromiso de la compañía con aumentar la producción y generar empleo en la región.

El complejo industrial de Camaçari tiene capacidad para producir 150.000 vehículos al año en su primera fase, y 300.000 en una etapa posterior. Durante la inauguración de la fábrica, el fundador y CEO de BYD, Wang Chuanfu, anunció al presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que duplicaría la meta. Una vez que la planta opere a plena capacidad, la producción alcanzará 600.000 vehículos por año.

«La producción de 10.000 vehículos marca un momento histórico para nuestra compañía. Este resultado es fruto de la dedicación de cada colaborador, de nuestro compromiso con la calidad y de la confianza que nuestros clientes depositan en la marca. En tan poco tiempo hemos demostrado nuestra capacidad productiva, tecnología y eficiencia industrial. Seguimos comprometidos con impulsar la movilidad sostenible en el país y contribuir al desarrollo económico de la región», señaló Tyler Li, presidente de BYD en Brasil.

LÍDER EN VENTAS

La fábrica de Camaçari es el mayor complejo de manufactura de BYD fuera de China y opera a gran velocidad en la producción de vehículos y su entrega a concesionarios en todas las regiones de Brasil del país. Desde el inicio de sus operaciones en Brasil, hace poco más de tres años, BYD ha registrado más de 100.000 vehículos 100% eléctricos en todo el territorio nacional y hoy lidera el ranking de BEVs, vendiendo más de siete veces que la marca ubicada en segundo lugar. Según datos de Fenabrave (Federación Nacional de Distribución de Vehículos Automotores), el volumen de ventas de la compañía es casi tres veces la suma total de todos los competidores ubicados entre el segundo y el décimo puesto.

«Cada auto eléctrico BYD en circulación representa menos emisiones, más tecnología y una nueva mentalidad de consumo consciente. Pero el impacto va aún más lejos: estamos transformando la forma en que los brasileños se relacionan con la movilidad. La creciente presencia de vehículos eléctricos demuestra que el país está preparado para una nueva era en la que la innovación, la sostenibilidad y la eficiencia avanzan de la mano. Este es solo el comienzo de un cambio estructural en el mercado automotriz brasileño, y BYD se enorgullece de liderar esta transición», señaló Alexandre Baldy, vicepresidente senior de BYD Brasil y director de Marketing y Ventas de BYD Auto Brazil.

La marca cuenta con más de 200 concesionarios en operación en todos los estados del país y alcanzará los 250 en los próximos meses.

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Cuenta regresiva en Chile: el sector espera decretos clave antes de fin de año para reactivar inversiones renovables

Chile se prepara para un cierre de año definitorio en materia de regulaciones. El sector renovable proyecta que el Gobierno publicará cuatro reglamentos estratégicos antes del 27 de diciembre, considerados fundamentales para destrabar inversiones en almacenamiento, transmisión, operación del sistema y generación distribuida.

Este paquete regulatorio fue uno de los temas abordados durante el Future Energy Summit (FES) Southern Cone, celebrado en Santiago el pasado 26 y 27 de noviembre. Allí, tanto autoridades como líderes empresariales coincidieron en la urgencia de contar con marcos claros para permitir que los proyectos de energía puedan avanzar sin bloqueos estructurales. La publicación de estos decretos es vista como una señal indispensable para renovar la confianza del sector privado.

Los cuatro cuerpos normativos que deben promulgarse derivan de mandatos legales vigentes y tienen plazos formalmente comprometidos: la modificación del Decreto Supremo 37 (planificación de la transmisión), el DS 10 (instalaciones de transmisión), el DS 125 (operación y coordinación del sistema), y la actualización del DS 88, que rige el régimen PMGD y debe incorporar normativas sobre almacenamiento acoplado.

De cumplirse su publicación en los plazos establecidos, se abrirá el camino para inversiones que actualmente están retenidas por vacíos o incertidumbre regulatoria, especialmente en regiones con alta generación renovable, pero limitada capacidad de evacuación. Las nuevas disposiciones también permitirán agilizar conexiones, habilitar obras urgentes y actualizar el marco para integrar almacenamiento en proyectos de generación distribuida.

En el panel de apertura del evento, los CEOs de Colbún, Enel Generación, Engie, EDF y Acciona Energía abordaron los desafíos que atraviesa el sector renovable.. Afirmaron que el país se enfrenta a un punto de inflexión, donde la falta de certezas regulatorias puede comprometer el volumen de proyectos comprometidos. Uno de los ejecutivos fue categórico: “Estamos en un momento en que hay decisiones de inversión esperando por claridad regulatoria”.

Desde el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) se confirmó que se está trabajando intensamente para cumplir con los plazos comprometidos para la publicación de los decretos. Según se detalló durante el desayuno VIP de FES Chile, las modificaciones permitirán formalizar la remuneración de tecnologías como las baterías, adaptar la planificación de redes a un sistema más descentralizado y facilitar la integración de la generación distribuida híbrida dentro de las reglas operativas.

En ese mismo espacio se puntualizó en que el almacenamiento ya no es una solución complementaria, sino una pieza estructural del sistema eléctrico nacional, con impactos concretos en la economía del despacho. “Hoy impacta directamente en los precios del sistema”, fue una de las definiciones expresadas. En efecto, Chile ya cuenta con más de 1.850 MW de capacidad BESS operativa, y se proyecta que la cifra supere los 8 GW hacia 2027. Estas tecnologías han permitido reducciones de hasta USD 100/MWh en el costo marginal solar en algunas subestaciones del norte del país, según datos oficiales.

Además, durante el encuentro se remarcó que existe consenso dentro del Gobierno respecto a que este paquete normativo no solo es urgente, sino esencial para consolidar el proceso de transición energética. “Estamos en los primeros 10 kilómetros de una maratón de 42”, ilustraron, subrayando que lo que está en juego no son medidas coyunturales frente al vertimiento, sino una transformación estructural del sistema eléctrico chileno que requerirá visión y continuidad.

Más allá del paquete regulatorio inmediato, el Ministerio de Energía proyecta la tramitación de hasta 12 reglamentos durante los próximos meses, en cumplimiento con leyes ya aprobadas, como la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, y la Ley de Estabilización Tarifaria. Según se anticipó, entre enero y marzo de 2025 se inició el proceso de consulta pública para otros textos clave vinculados a distribución, flexibilidad, infraestructura y transición energética, lo cual configurará una nueva etapa en el diseño regulatorio chileno.

FES Chile también abordó otras prioridades estratégicas para el sector: el desarrollo del hidrógeno verde como industria de exportación y factor de flexibilidad interna; el despliegue de la electromovilidad fuera de Santiago, con apoyo a flotas públicas y taxis eléctricos; la necesidad de acelerar la expansión de la red de transmisión; y el impulso a la innovación tecnológica en nuevos esquemas de operación y participación de la demanda.

Con decenas de actores del sector público, privado y financiero reunidos en Santiago, el consenso fue claro: la publicación de estos cuatro reglamentos antes de fin de 2025 marcará el ritmo de los próximos años para el sistema eléctrico chileno. Su entrada en vigor no solo despejará trabas actuales, sino que también definirá si Chile logra mantenerse como referente regional en energías renovables y almacenamiento, o si queda rezagado ante otros mercados que ya avanzan con marcos regulatorios más dinámicos.

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Trump, tensión política y energía en juego: Honduras vota presidente este domingo

A días de las elecciones generales, el respaldo público del presidente de Estados Unidos, Donald Trump, al candidato Nasry Asfura reconfigura el escenario político en Honduras y suma presión a un proceso observado con atención por el sector energético.

A través de su red Truth Social, Trump pidió a los hondureños que votaran por el exalcalde de Tegucigalpa, a quien describió como “el único verdadero amigo de la libertad”. Asimismo, descalificó a Rixi Moncada, por su cercanía con el comunismo, y a Salvador Nasralla, por dividir el voto opositor. También recordó la gestión de Asfura como alcalde y advirtió: “No puedo colaborar con Moncada y los comunistas, y Nasralla no es un aliado confiable para la libertad”.

Asfura, candidato del Partido Nacional, expresó su gratitud por el respaldo del mandatario estadounidense y reafirmó su postura en defensa de la democracia y las libertades. A través de redes sociales, manifestó: “Firmes para defender nuestra democracia, nuestra libertad y los valores que hacen grande nuestro país. ¡Honduras, vamos a estar bien!”

Una elección con impacto directo en la energía

Aunque cinco figuras compiten por la presidencia, las encuestas identifican a tres candidatos con posibilidades reales de ganar. Se trata de Rixi Moncada, del oficialista Partido Libertad y Refundación (Libre), alineada con la continuidad política de Xiomara Castro; Salvador Nasralla, del Partido Liberal (PL), exvicepresidente del actual gobierno, con un perfil liberal y propuestas de apertura económica; y Nasry “Tito” Asfura, del Partido Nacional (PN), empresario y exalcalde de Tegucigalpa, con un enfoque conservador, promercado y orientado a la inversión.

Más allá de los discursos de campaña, ninguno de los tres ha definido aún cómo reorganizará la arquitectura institucional del sector energético. Persisten las dudas sobre el futuro del Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) o el Consejo Nacional de Energía (CND).

Según fuentes cercanas a Energía Estratégica, “ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”. Esta falta de claridad genera incertidumbre en el mercado y limita la planificación de proyectos de largo plazo.

Mientras tanto, el gobierno de Xiomara Castro mantiene activa una licitación de 1500 MW en generación renovable, que incluye proyectos solares, eólicos y de biomasa. Su continuidad será una de las primeras señales que el nuevo gobierno deberá emitir al mercado, en un contexto donde el país busca reducir su dependencia de fuentes térmicas.

En materia de posicionamiento, los tres candidatos abordan el tema energético desde perspectivas distintas. Nasralla promueve un modelo competitivo con mayor apertura de mercado, mejor acceso al crédito y cooperación público-privada. Asfura enfatiza la estabilidad institucional, la descentralización y la previsibilidad regulatoria como base para atraer inversión. Moncada propone fortalecer el rol estatal, priorizando la transparencia y el control del gasto, aunque desde sectores técnicos se reconoce que su liderazgo podría aportar institucionalidad si se garantiza apertura al diálogo y marcos normativos estables.

Desde el sector remarcan que “lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”. Un consenso sobre estos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más resiliente y competitiva.

La elección de este domingo no solo definirá quién gobernará Honduras. Definirá cómo se gobierna el sector energético en la próxima década.

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Huawei instala el debate: ¿Quién paga por la estabilidad de red?

El sistema eléctrico chileno está transitando un punto de quiebre silencioso. Mientras se acelera la salida de generación convencional y crecen las renovables con convertidores de potencia, la red pierde una pieza clave que hasta hace poco se daba por sentada: la inercia. ¿Quién asegura ahora la estabilidad si no hay máquinas sincrónicas girando?

Huawei puso esa pregunta sobre la mesa en el arranque del FES Chile, durante el panel 1 del primer día. El foco no estuvo en la promesa del almacenamiento masivo o en nuevas capacidades de arbitraje, sino en un problema más estructural: la seguridad operativa del sistema en escenarios de alta penetración renovable.

“Estamos desplazando máquinas sincrónicas por convertidores y, por ende, está disminuyendo la seguridad y la robustez de los sistemas, en particular el de Chile”, advirtió Felipe Rivero, Product Manager de Huawei Digital Power, en su intervención en el panel.

La solución técnica existe y Huawei ya la tiene lista: grid forming, la capacidad de los sistemas BESS de simular el comportamiento de generadores convencionales, aportando inercia virtual, control de frecuencia y capacidad de formar red. Pero según Rivero, nadie está pagando por eso.

“Se necesitan señales de mercado para poder utilizar el grid forming”, lanzó, sintetizando el principal cuello de botella que enfrenta la transición energética en países como Chile.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ya lanzó una consulta pública sobre los requerimientos técnicos y anunció que en los próximos meses trabajará en el esquema de remuneración. Sin embargo, en el terreno, los proyectos de almacenamiento que se están construyendo no contemplan aún estas funciones. La mayoría vienen pensados para arbitrar energía, pero no están diseñados ni contratados para soportar la red.

Rivero fue claro en que, mientras no exista un mercado que reconozca el valor del grid forming, su adopción será marginal. En el norte del país, donde la generación solar ya domina, se ha tenido que volver a prender máquinas sincrónicas para cumplir con una restricción de inercia de 9 GVAs por segundo. Esa necesidad técnica, a su vez, implica mayor curtailment, lo que revela una paradoja: se instala más renovable, pero no se puede despachar.

“Un sistema no puede ser descarbonizado si no es seguro”, resumió el ejecutivo. Y detrás de esa frase se esconde un desafío aún mayor: garantizar estabilidad con tecnologías que aún no tienen ni precio ni contrato.

Huawei no está esperando que la regulación se alinee. Sus nuevos sistemas ya se entregan con capacidad de grid forming incorporada, incluso si el cliente no la activa. Es parte de una estrategia más amplia: verticalizar todo el paquete, desde la batería hasta el transformador, para asegurar compatibilidad y confiabilidad.

El enfoque no es menor. La compañía ya opera proyectos en condiciones extremas, como los 400 MW y 1,3 GWh de almacenamiento en Arabia Saudita, o en Mongolia, donde las temperaturas bajo cero dominan el invierno. En ambos casos, los sistemas están diseñados para operar sin interrupciones durante 20 a 25 años.

Rivero explicó que el compromiso de Huawei con sus clientes es acompañarlos en toda la vida útil del proyecto, tanto en la etapa de diseño como durante la operación. Pero también enfatizó que la competencia se está volviendo cada vez más agresiva, y eso exige seguir invirtiendo en eficiencia, durabilidad y densidad energética.

Mientras el marco regulatorio no termine de definir el valor de los servicios complementarios como el grid forming, Huawei ya está posicionando sus equipos para ese escenario. La tecnología no está esperando: el mercado sí.

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Enel pide reglas estables e inversiones agresivas para evitar futuros cuellos de botella en Colombia

En un auditorio repleto de representantes del sector energético, Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia, fue categórico: «La señal que da mayor confianza es el hecho de que hay necesidad de energía en el país». Su intervención en el Future Energy Summit en Bogotá dejó en claro que el desafío ya no es solo de transición, sino de capacidad real para responder a una demanda creciente con soluciones pragmáticas y una ejecución urgente.

En un contexto de proyectos demorados, incertidumbre normativa y creciente presión de la demanda, el ejecutivo puso el foco en lo esencial: el país no puede permitirse seguir estancando inversiones.

«Si hay demanda, antes o después llegarán las condiciones para que exista la oferta», enfatizó, convencido de que el mercado se está ajustando tarde a la realidad.

Aunque Enel sigue ampliando su portafolio en renovables, la empresa reconoce la necesidad de una postura pragmática. «No estamos invirtiendo en nada de térmicas. Pero es difícil decir que el térmico no va a necesitarse en Colombia en el mediano plazo, si uno lo mide con números y datos», sostuvo Bertoli, abriendo paso a un discurso de «adición energética», más que transición.

Frente a los desafíos técnico-regulatorios, Bertoli destacó que la estabilidad de las reglas de juego es clave para que los inversionistas tomen decisiones con confianza y comprometan recursos significativos en el país.

En este sentido, el sector viene atravesando un período de intensa reconfiguración normativa. El Ministerio de Minas y Energía lanzó en octubre la reglamentación para la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 2027-2028, mientras que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) avanza con la consulta pública sobre modificaciones al esquema de cargo por confiabilidad.

A su vez, el proyecto de decreto de subastas de largo plazo para renovables y almacenamiento ya fue presentado, incorporando por primera vez requisitos específicos para sistemas BESS.

No obstante, persisten incertidumbres respecto a los tiempos de adjudicación, los criterios de conexión y, especialmente, las garantías frente al riesgo de congestión en redes, un tema que ha retrasado más de 12 proyectos renovables desde 2023.

Lo que está en juego: más inversión, menos excusas

La postergación de obras estructurales, los cuellos de botella en la transmisión y los retrasos en la asignación de puntos de conexión ya no son problemas técnicos, son una amenaza directa a la seguridad energética del país en plena curva de electrificación, según se conversó en el panel del que participó el CEO de Enel.

En ese marco, Bertoliindicó que la propuesta de transición energética debe incorporar una mirada de adición: al cierre de 2025, Colombia sumará más de 3 GW de proyectos renovables en ejecución, pero más del 60% enfrenta aún desafíos de conexión debido a saturación en la infraestructura. Mientras tanto, el sistema sigue dependiendo de una base térmica que, aunque envejecida y costosa, sostiene la confiabilidad frente al fenómeno de El Niño.

Más allá de las anécdotas del pasado, lo verdaderamente crítico es la convergencia entre discurso y ejecución. El Gobierno avanza con reglamentaciones clave, pero la velocidad del mercado exige mucho más que nuevos documentos: requiere decisiones prontas, reglas claras y liderazgo táctico.

Los promotores de proyectos lo saben: sin un salto forward en la capacidad de transmisión —y sin una política de incentivos efectiva para almacenamiento— el país corre el riesgo de quedar atrapado entre metas ambiciosas y un sistema operativo que no acompaña el ritmo.

En un sector donde la demanda crece, la narrativa no puede ser otra que la de la acción. A juicio de Bertoli, quienes hoy aseguren “energía en puntos de conexión estratégicos” serán los ganadores del mercado energético colombiano en los próximos cuatro años.

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Cumbre Global de Socios 2025: Tongwei impulsa protección del Ártico y nueva generación PV

En un contexto de acelerada descarbonización y creciente presión sobre los ecosistemas sensibles, Tongwei, uno de los principales fabricantes integrados de tecnología solar de China, utilizó la Tongwei Global Partner Summit 2025, realizada en Chengdu, para enviar un mensaje claro: la alta eficiencia fotovoltaica, la manufactura digital y la protección de la biodiversidad deben evolucionar de manera conjunta.

Durante dos días de conferencias magistrales, sesiones tecnológicas, visitas a fábricas y experiencias inmersivas de marca, la compañía y sus socios abordaron cómo alinear las metas climáticas de largo plazo con soluciones fotovoltaicas bancables para distintos mercados globales.

Una alianza clave con WWF para la protección del Ártico

Uno de los anuncios centrales fue la cooperación oficial entre Tongwei y el World Wide Fund for Nature (WWF) para la protección del Ártico y el desarrollo responsable de energías renovables. La compañía se convierte así en la primera empresa solar china en integrarse al programa Ártico del WWF, comprometiéndose a una colaboración sostenida en materia de clima, biodiversidad y transición energética en una de las regiones más vulnerables del planeta.

Winnie Lu, directora ejecutiva de WWF China, destacó la urgencia de actuar de manera conjunta frente al endurecimiento de la seguridad energética y al aumento de los eventos climáticos extremos. Subrayó la necesidad de fortalecer las alianzas intersectoriales para garantizar que la expansión de la energía limpia contribuya no sólo a la descarbonización, sino también a la resiliencia de los ecosistemas.

Para Tongwei, esta cooperación será una plataforma plurianual orientada a desarrollar modelos replicables que vinculen la conservación basada en ciencia con la capacidad industrial: desde monitoreo ambiental hasta participación comunitaria. La alianza Tongwei × WWF se posiciona así como símbolo y laboratorio de pruebas para demostrar cómo el sector fotovoltaico puede apoyar metas globales de sostenibilidad.

G12-Tracker Solution y TNC 3.0: la próxima generación de sistemas solares

En materia tecnológica, el encuentro también sirvió para presentar la próxima ola de innovaciones de Tongwei.
Zander Yuan, director de Producto y Tecnología, expuso los avances de la G12-Tracker Solution y los nuevos módulos TNC 3.0 multicorte.

En lugar de evaluar un solo parámetro, Yuan se centró en la optimización a nivel de sistema. Explicó cómo el diseño del módulo, la selección del seguidor solar (tracker) y la configuración del string pueden co-optimizarse para maximizar el valor de las celdas G12 de gran formato.

Mediante la optimización del largo del string y el ajuste de parámetros eléctricos a los diseños de trackers, la solución G12-Tracker busca mejorar la utilización de la capacidad en DC, incrementar la generación y reducir el Costo Nivelado de Energía (LCOE). El concepto abandona la lógica “módulo primero” para avanzar hacia una ingeniería basada en escenarios, particularmente relevante para proyectos utility-scale con limitaciones de suelo o condiciones de alto albedo.

Yuan también presentó la hoja de ruta del módulo TNC 3.0, que evoluciona a partir de la ya validada plataforma TNC 2.0. La nueva versión apunta a mejorar eficiencia, desempeño del sistema y valor a largo plazo, manteniendo compatibilidad con los seguidores e inversores predominantes en el mercado. Socios industriales debatieron necesidades reales del sector: diseño de BOS, bancabilidad y operación en climas adversos.

Dentro de la Lighthouse Factory de Tongwei: producción digital, trazable y auto-optimizante

La confiabilidad y la capacidad de manufactura siguen siendo temas críticos para inversionistas y propietarios de activos. Durante el evento, Tongwei mostró cómo aborda esos desafíos desde la fábrica.

La planta de producción de Meishan fue reconocida como la primera Lighthouse Factory del mundo en el sector de celdas fotovoltaicas, un sello otorgado a instalaciones de manufactura avanzada con altos niveles de digitalización. En su intervención, Wang Yuxiao, supervisor senior de la planta, explicó cómo Tongwei ha construido un sistema completamente trazable, inteligente y capaz de autooptimizarse.

A través del concepto “una celda, un código”, cada etapa del proceso —desde la recepción de materiales hasta la inspección electroluminiscente final— es monitoreada y registrada. Con el apoyo de IA, big data y equipos inteligentes, las variaciones se detectan de manera temprana, se identifican las causas raíz y se aplican correcciones casi en tiempo real.

Este reconocimiento es especialmente significativo porque las celdas fotovoltaicas son el núcleo del desempeño de un módulo: su eficiencia, estabilidad y confiabilidad determinan el rendimiento final. Para desarrolladores, financiadores y propietarios, la categoría Lighthouse actúa como un indicador tangible de control de procesos, consistencia de calidad y desempeño a largo plazo.

Día 2: visitas técnicas para “ver” la confiabilidad

En la segunda jornada, los invitados internacionales pasaron de la teoría a la práctica con un recorrido técnico por la fábrica.

Desde la Comprehensive Bonded Zone (CBZ) hasta el centro global de I+D, los socios pudieron observar cómo Tongwei integra manufactura inteligente, fortaleza en cadena de suministro y liderazgo tecnológico en una estructura unificada. También conocieron de cerca los módulos TNC 2.0, diseñados para ofrecer alta eficiencia y confiabilidad bancable en proyectos reales.

En el Centro de Exhibición de Tecnología Fotovoltaica de Tongwei, una experiencia inmersiva combinó sonido, luz y exhibiciones interactivas para responder a una pregunta clave: ¿por qué los módulos de Tongwei mantienen estabilidad a largo plazo?

La respuesta no depende de un número aislado de la hoja técnica, sino de un marco de calidad integral, trazable y cuantificable. Los visitantes siguieron el recorrido completo de un módulo —diseño, materiales, celdas, laminado y pruebas finales— y observaron cómo la manufactura, la tecnología y la gestión de calidad operan como un sistema totalmente integrado.

En el centro global de I+D, el concepto de “confiabilidad” se presentó como un proceso visible: los módulos TNC 2.0 se someten a pruebas aceleradas bajo altas temperaturas, alta humedad, niebla salina, ciclos de humedad-congelamiento y otros ensayos de estrés. Para los visitantes, la exposición fue casi documental: datos, análisis de fallas y resultados repetidos hasta alcanzar estabilidad.

El equipo de Tongwei enfatizó que la confianza nace cuando la tecnología se vuelve visible y se fortalece cuando puede ser comprendida, cuestionada y verificada por los socios.

Una narrativa de simbiosis: conectar pasado y futuro

Para cerrar la cumbre, Tongwei organizó la experiencia nocturna “SYMBIOSIS BEYOND BOUNDARIES – LIGHT LEADS THE WAY · TEA TELLS THE STORY”, inspirada en la histórica Ruta de la Seda como hilo narrativo.

A través de instalaciones de luz, proyecciones y música, el evento trazó un paralelismo entre las caravanas que transportaban té y seda a través de Eurasia y los actuales intercambios globales de tecnología fotovoltaica, inversión y conocimiento. Más que una mirada nostálgica, la propuesta subrayó la continuidad: así como las antiguas rutas comerciales conectaron regiones mediante bienes y confianza, las rutas energéticas modernas pueden unir mercados a través de energía confiable, baja en carbono y con objetivos climáticos compartidos.

Para Tongwei y sus socios, la “simbiosis” implica tres principios:

  • alinear el crecimiento industrial con los límites ecológicos,

  • vincular la escala de manufactura con la calidad basada en datos,

  • y distribuir los beneficios de la energía limpia entre los mercados, evitando concentrarlos en unos pocos.

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En primera persona: ¿Qué puntos claves discutieron los 5 CEOs de las principales energéticas durante FES Chile?

Los principales inversionistas del sector energético renovable del Cono Sur se reunieron en el encuentro Future Energy Summit (FES) Chile y dieron en exclusiva un mensaje claro: la región se encuentra en una competencia abierta por atraer capital y sólo los países que ofrezcan marcos regulatorios confiables y procesos ágiles lograrán sostener el ritmo de inversiones.

El primero en marcar esta alerta fue Juan Villavicencio, CEO de ENGIE Chile, quien planteó con firmeza que los recursos económicos globales ya no están garantizados para ningún país. A su juicio, el desafío ya no es solo ambiental o tecnológico, sino de competitividad institucional.

“Las inversiones son globales, si no generamos condiciones habilitantes en Chile, ese capital se va a ir a otros países como Brasil o Estados Unidos”, advirtió. 

Esa mirada fue compartida por Gianluca Palumbo, CEO de Enel Chile, quien reforzó que el Cono Sur está en una etapa crítica. Si bien la región tiene ventajas naturales innegables, otros países han sabido consolidar marcos regulatorios más estables

 “Hay países más atractivos porque tienen marcos regulatorios previsibles y estables, que permiten planificar inversiones a largo plazo”, expresó ante un auditorio de más de 400 líderes del sector renovable y del almacenamiento de la región. 

Asimismo, el retraso en el desarrollo del almacenamiento energético resulta fundamental. Aunque los sistemas BESS son claves para gestionar la generación renovable, los ejecutivos indicaron que aún no existen incentivos claros para su masificación. 

Joan Leal, CEO de EDF Power Solutions Chile, fue enfático al señalar que “si no se define pronto una regulación para almacenamiento, no llegarán los proyectos, porque no se reconoce el valor que entrega a la red”.

Además de la necesidad de previsibilidad, los ejecutivos insistieron en que la regulación actual no está a la altura de los desafíos de una transición energética acelerada. Las trabas normativas, tanto en permisos como en marcos para tecnologías emergentes, están generando fricciones que ralentizan la inversión.

En ese sentido, Jaime Toledo, CEO de Sudamérica de Acciona Energía, advirtió que el actual modelo tarifario no refleja la nueva realidad tecnológica del sistema eléctrico, lo que pone en riesgo el despliegue futuro de renovables. 

“Necesitamos un cambio en las reglas de cómo se tarifica la energía, porque de lo contrario la transición energética se va a empezar a detener”, manifestó durante su intervención.

Por su parte, José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, llamó a ordenar el ecosistema institucional y a unificar las voces del sector para avanzar con urgencia en reformas estructurales.
“Tenemos que ponernos de acuerdo como industria, ser un frente común, hablar con las autoridades, hablar con el Parlamento y definir este camino urgente que requerimos”, sostuvo, apuntando a la falta de articulación entre gremios y a la dispersión de liderazgos que impide construir una hoja de ruta común.

Más allá de los aspectos técnicos, todos los ejecutivos señalaron que el escenario financiero global se ha vuelto más desafiante. El alza de tasas y las nuevas exigencias de los bancos han elevado la vara para concretar proyectos. 

En este contexto, ya no basta con tener buenos recursos naturales: la confianza en la institucionalidad, la estabilidad normativa y la previsión regulatoria se vuelven elementos centrales para acceder al capital.

Planificación y visión compartida: el rol del Estado

Hacia el final del panel, los CEOs destacaron que la coordinación entre el sector público y privado será determinante para alcanzar los objetivos de la transición energética. Coincidieron en que la planificación no puede recaer exclusivamente en el Estado y pidieron instancias formales donde aportar visión desde la industria.

Villavicencio propuso crear espacios institucionales de diálogo estratégico, mientras que Palumbo advirtió que las metas de largo plazo requieren instrumentos consistentes. “Las decisiones de inversión se toman con años de anticipación. No podemos tener incertidumbre sobre cómo funcionará el sistema en 2030”, remarcó el ejecutivo de Enel.

Con una visión compartida, los cinco CEOs dejaron claro que el desarrollo de las energías limpias en el Cono Sur no depende solo de recursos naturales o tecnologías, sino de decisiones regulatorias que generen certeza, incentivos adecuados y coordinación público-privada efectiva.

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Guatemala podría perder 800 MW solares si no amplía su sistema de transmisión, advierte AGER

Guatemala atraviesa un momento decisivo para consolidar su transformación energética. Aunque cuenta con un potencial renovable superior al 85% aún sin explotar y licitaciones estratégicas en curso, la falta de infraestructura de transmisión se posiciona como el principal cuello de botella para el avance del sector. Así lo consideraron desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que agrupa a más de 70 empresas con una capacidad instalada conjunta de 1.700 MW.

Desde la entidad señalaron que sin capacidad para transportar energía, la generación renovable no podrá traducirse en suministro efectivo para los usuarios. Esta advertencia cobra especial relevancia en un contexto en el que la reciente licitación PET-3 fue declarada desierta, lo que reflejó de manera concreta las limitaciones actuales del sistema de transporte eléctrico.

La expectativa está puesta ahora en que el Estado reactive un nuevo proceso —el PET-4— con bases técnicas viables, que permita acompañar la adjudicación de proyectos en PEG-5 y otros futuros. Sin resolver ese eslabón, se podrían generar distorsiones tarifarias e incluso riesgos de abastecimiento en el mediano plazo.

El avance del sector solar, por su parte, contrasta con la rigidez del sistema de transmisión. Actualmente se están instalando proyectos adjudicados en la PEG-4-2022 que sumarán 190 MW de potencia máxima al sistema. Además, se encuentran en desarrollo cerca de 800 MW adicionales, impulsados por el atractivo de una tecnología competitiva y el potencial solar del país, estimado en 7.000 MW disponibles durante la mayor parte del año.

Gran parte de estos nuevos desarrollos apuntan a abastecer no solo la demanda regulada, sino también a sectores emergentes como centros de datos, manufactura avanzada y procesos de nearshoring, altamente intensivos en consumo eléctrico.

A nivel normativo, desde AGER remarcaron la necesidad de actualizar el marco regulatorio y la política energética, en línea con las nuevas dinámicas tecnológicas. Se trata de una modernización estructural que permita integrar tecnologías como el almacenamiento, habilitar mayor penetración solar y eólica, flexibilizar la operación del sistema, expandir la red de transmisión y digitalizar la operación eléctrica.

La actualización también debe contemplar nuevas tendencias de demanda, como el crecimiento urbano, la movilidad eléctrica, la electrificación rural y el bono demográfico que alcanzará su pico en 2030. Todo esto requiere una política energética construida con participación multisectorial, manteniendo como pilares la certeza jurídica, la competencia y la eficiencia.

En paralelo, AGER mantiene un canal técnico de diálogo permanente con las principales autoridades del sector energético, entre ellas el Ministerio de Energía y Minas, la CNEE, el AMM, el MARN y las empresas distribuidoras. La agenda compartida incluye temas clave como la actualización de la política energética, la modernización de normativa operativa y comercial, la planificación de transmisión, el impulso a la inversión renovable y la simplificación de trámites.

Sobre la licitación PEG-5, la expectativa de la asociación está centrada en que se configure como una oportunidad real para ampliar la capacidad instalada del país. Para lograrlo, se requiere que las bases técnicas y económicas del proceso no limiten la competitividad de las tecnologías limpias ni introduzcan condiciones que favorezcan opciones fósiles, más costosas y sujetas a la volatilidad internacional.

Esperamos que PEG-5 sea una oportunidad para incrementar la capacidad instalada sin limitar la competitividad de las tecnologías renovables ni favorecer las fósiles”, indicó la Directora Ejecutiva de AGER, Astrid Perdomo.

La cancelación de la PET-3 fue, para la asociación, una señal de alerta. Confirmó la necesidad de replantear la planificación de transmisión bajo una visión de largo plazo y condiciones que resulten atractivas para los inversionistas. Sin resolver este punto, el sistema no podrá absorber la energía que se adjudique en PEG-5 ni en futuras convocatorias.

Guatemala tiene la oportunidad de consolidarse como un país competitivo, seguro energéticamente y atractivo para la inversión renovable, si se atienden los elementos técnicos planteados. Este es el momento ideal para hacerlo”, concluyó Perdomo.

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La CNE acumula 4,7 GW en solicitudes y consolida el avance de la generación distribuida en México

La generación distribuida consolida su expansión en México con cifras que evidencian su protagonismo en la transición energética descentralizada. De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía (CNE), al cierre del primer semestre de 2025 se han presentado 558.617 solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 0.7 MW, que en conjunto suman una capacidad referida de 4.759,01 MW.

El 95% de esas solicitudes —equivalente a 529.051 conexiones— corresponde a esquemas de generación distribuida, lo que confirma la adopción masiva de este modelo a nivel nacional. En contraste, apenas el 5% se relaciona con solicitudes de pequeña y mediana escala (SIPyME), que representan solo 247,59 MW de la capacidad acumulada.

Desde 2007, año en que comienzan a recopilarse estos datos, las cifras muestran una curva ascendente constante. En los últimos cinco años, las solicitudes se duplicaron, pasando de 272.760 en 2020 a más de 558.000 en 2025, con un salto exponencial en capacidad solicitada, que creció más de 80% en ese mismo período.

A nivel territorial, Jalisco lidera con 90.004 solicitudes y una capacidad asociada de 665,58 MW, seguido por Nuevo León (60.658 solicitudes, 461,92 MW) y Chihuahua (44.634 solicitudes, 338,09 MW). Estas tres entidades explican juntas casi un tercio del total nacional, tanto en número de solicitudes como en megavatios vinculados.

Los datos también revelan que la capacidad promedio por solicitud es de 9,77 kW, lo que confirma el predominio de instalaciones residenciales y comerciales de baja escala. Este patrón se refuerza por la estructura de regímenes de contraprestación, donde la medición neta representa más del 93% de las solicitudes y de la capacidad acumulada, con 521.618 registros y 4.429,90 MW asociados. Los esquemas de facturación neta (6.380 solicitudes) y venta total (501) ocupan un lugar marginal, con 71,11 MW y 3,22 MW respectivamente.

Cabe recordar que, como parte de los ajustes normativos recientes, el Gobierno mexicano lanzó el llamado “esquema 0,7 MW”, que permite a instalaciones con capacidad igual o menor a 0,7 megavatios operar sin requerir un permiso de generación. Esta disposición representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años, y tiene como objetivo impulsar la participación de pequeños actores en la transición energética, aunque sin habilitación para acceder al mercado mayorista.

La CNE interpreta este crecimiento como una señal clara de la consolidación de un modelo descentralizado. En este contexto, el entorno regulatorio también ha sido clave. El Gobierno de México elevó el umbral de generación sin necesidad de permiso de 500 a 700 kilowatts, una medida que, según el sector, ha incentivado la inversión y acelerado los procesos de interconexión.

Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), asegura que “el país se encuentra frente a la antesala de la generación distribuida 2.0”, en alusión a una etapa más madura del modelo, marcada por la digitalización, el uso inteligente de la energía y la integración de nuevos esquemas de almacenamiento y gestión de demanda.

Este desarrollo se apalanca en una matriz tecnológica altamente concentrada. La solar fotovoltaica representa el 94% de todas las solicitudes de generación distribuida, con 528.234 conexiones y 4.480,90 MW asociados. Le siguen fuentes como biogás (18,22 MW), biomasa (2,76 MW), cogeneración (1,36 MW), eólica (0,86 MW), además de instalaciones menores basadas en turbinas hidráulicas, combustión interna y gas.

El capital movilizado para materializar este volumen es igualmente significativo. La inversión estimada total supera los 11.578 millones de dólares, con más del 99% vinculado al desarrollo fotovoltaico distribuido, según la metodología oficial basada en costos de CAPEX estandarizados por tecnología.

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“Latinoamérica se prepara para una ola de almacenamiento”: 8.2 Group anticipa expansión técnica desde Argentina hacia la región

8.2 Group e.V., firma alemana especializada en ingeniería y consultoría técnica para energías renovables, destaca un 2025 de fuerte actividad en Latinoamérica, en línea con su participación distinguida en el PV BOOK 2025, publicación que reúne a los actores estratégicos del sector fotovoltaico de la región. Con base operativa en Buenos Aires, la compañía ya coordina proyectos en Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Perú y varios países de Centroamérica, como Costa Rica, Panamá y Guatemala. Su estrategia se enfoca en tres áreas clave: almacenamiento energético, energía solar y generación distribuida.

La compañía ofrece una cartera integral de servicios técnicos, que incluye auditorías, due diligence, inspecciones de fábrica, validación de rendimiento, control de calidad e inspecciones electromecánicas, con foco en mitigar riesgos e incrementar la rentabilidad de los proyectos. Además de acompañar nuevos desarrollos, 8.2 trabaja activamente en la extensión de vida útil de activos renovables, un punto cada vez más relevante en mercados donde muchas instalaciones superan los 20 años de operación.

La experiencia internacional respalda su posicionamiento regional. Recientemente, completó la supervisión técnica de un sistema BESS de 26 MWh en Neumünster, Alemania, conectado a una planta solar de 17 MW. El proyecto fue auditado desde Argentina, evidenciando la capacidad técnica local de operar con estándares europeos. A eso se suma su participación en desarrollos de gran escala como el sistema de 500 MW / 2.000 MWh en Asir, Arabia Saudita, lo que fortalece su expertise en almacenamiento de gran porte.

Desde Buenos Aires, la compañía también articula operaciones de inspección en origen. Cuenta con una oficina en Wuxi, China, desde donde realiza controles de calidad en fábrica para baterías BESS, paneles solares e inversores. Esto le permite brindar un acompañamiento técnico desde el origen del suministro hasta la puesta en marcha en campo, garantizando que los equipos cumplan especificaciones técnicas exigentes antes de ser despachados.

En paralelo, la firma mantiene una alianza estratégica con PV Lab, uno de los laboratorios alemanes más prestigiosos en análisis de módulos fotovoltaicos. Esto permite validar componentes críticos antes de su entrega y mejorar la trazabilidad de los equipos, especialmente en proyectos financiados por banca internacional. “Contamos con un acuerdo con PV Lab para analizar y ensayar módulos solares. Es un diferencial muy importante para garantizar la calidad desde el origen”, señaló Néstor Omar Cereijo, socio responsable de 8.2 Group para Argentina.

En cuanto a la gestión de activos existentes, 8.2 Group despliega una combinación de herramientas como inspección visual con drones, ultrasonido, endoscopía de gearbox, termografía, análisis de SCADA y sistemas CMS, lo que permite diagnosticar la condición real de turbinas y paneles. Con más de 80.000 aerogeneradores inspeccionados a nivel global, la firma ha optimizado la vida útil de numerosos proyectos renovables, aportando un beneficio directo en términos de OPEX y retorno de inversión.

“En muchos casos, podemos extender la vida útil de un parque más allá de los 20 años. Esto representa un ahorro importante y una mayor rentabilidad para los desarrolladores”, subrayó el ejecutivo. Además, el equipo técnico realiza estudios para financiamiento, revisiones de diseño e ingeniería y auditorías independientes de performance, generando confianza en bancos, propietarios y aseguradoras.

De cara al corto plazo, la empresa identifica al almacenamiento en baterías como un componente estratégico para acompañar el crecimiento renovable. La expectativa es que 2025 marque un punto de inflexión, con múltiples proyectos en carpeta que demandarán soluciones técnicas confiables para acoplar generación y almacenamiento.

“Nos estamos preparando para que en 2025 haya muchos proyectos de almacenamiento en Latinoamérica, acompañados por la generación solar y la generación distribuida”, anticipó Cereijo.

El modelo de trabajo de 8.2 Group combina presencia técnica local, expertise internacional y alianzas clave para acompañar todo el ciclo de vida de un proyecto: desde la validación de módulos en laboratorio y la inspección en origen, hasta el monitoreo post-entrada en operación. La firma opera como consultor técnico independiente, con presencia activa en Europa, Asia, Medio Oriente y América Latina, y con el respaldo de una red global de especialistas que permite trasladar buenas prácticas de otros mercados hacia la región.

“Seguimos creciendo en el acompañamiento técnico en plantas solares, con foco en calidad de instalación, performance y aseguramiento técnico”, concluyó Cereijo, al reafirmar el compromiso de la firma con la transición energética en América Latina.

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JA Solar aterriza en el mercado del almacenamiento y reúne a referentes de la energía en Chile

El almacenamiento de energía ha tomado cada vez más relevancia en la industria y se ha convertido en una prioridad para el sector. En ese contexto, en un exclusivo evento realizado en el Rooftop del Hotel Ritz-Carlton, JA Solar presentó oficialmente JA Energy Storage, junto con las principales innovaciones de su portafolio. La compañía dio a conocer su solución integrada que combina tecnologías fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento energético (BESS), marcando un hito estratégico para la compañía.

La actividad, realizada bajo el concepto “Beyond the Sunset: extendiendo el poder del sol”, reunió a representantes del sector energético, gremios, líderes de opinión y clientes de la compañía, reforzando el rol de Chile como punto de lanzamiento para tecnologías avanzadas que impulsan la transición energética en América Latina.

Durante el encuentro, JA Solar presentó sus novedades que integran paneles solares de alto rendimiento con sistemas BESS, bajo la marca especializada JA Energy Storage. Esta oferta permitirá, desde la integración de portafolio aplicada a proyectos en el país, aportar mayor flexibilidad al sistema, alivianar la congestión, optimizar el despacho de generación y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico.

“Los sistemas de almacenamiento permiten capturar la energía que hoy se pierde por restricciones en la red o por exceso de oferta. Es una herramienta que transforma problemas operacionales en oportunidades económicas”, destacó Erick Melo, Technical Manager – South LATAM de JA Solar durante el bloque técnico.

Asimismo, Víctor Soares, Head of LATAM Technical Team de JA Solar complementó: “La tecnología litio-ferrofosfato se ha consolidado como el estándar global en almacenamiento por su equilibrio en seguridad, vida útil y costos, lo que la convierte en la opción más confiable hoy para proyectos solares y de baterías, que es la apuesta que estamos haciendo como compañía”.

El almacenamiento energético se ha convertido en una de las principales tendencias globales ante la necesidad de sistemas más flexibles, resilientes y capaces de responder a la creciente penetración de energías renovables. Chile, gracias a su liderazgo regional en adopción solar y a su marco regulatorio en evolución, se ha posicionado como un mercado clave para estas tecnologías.

Así lo recalcó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, quien abrió el evento señalando que “el interés que vimos en este encuentro confirma que el almacenamiento seguirá creciendo en Chile y la región, y que hoy es un habilitador clave para el desarrollo de nuevos proyectos solares. Queremos que el mercado vea a JA Solar no solo como un fabricante de paneles solares, sino como un integrador de soluciones que combina solar y almacenamiento. El país es un mercado estratégico para JA Solar, por el liderazgo que ha asumido en energía solar y porque hoy comienza una nueva etapa con el desarrollo del almacenamiento”.

Por su parte, Gabriel Magdalon, Vice president LATAM JA Solar, agregó que “además de ser líderes en módulos fotovoltaicos, hoy queremos consolidarnos también como un actor relevante en soluciones de almacenamiento energético en América Latina y así quisimos plasmarlo con la presentación de nuestras nuevas soluciones BESS”.

UN ESPACIO PARA EL DIÁLOGO Y LA INNOVACIÓN

El programa incluyó un espacio de reflexiones gremiales y análisis de las tendencias actuales del sector solar y del almacenamiento energético, a través de un diálogo protagonizado por Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL (Asociación Chilena de Energía Solar), y Ana Lía Rojasdirectora ejecutiva de ACERA (Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento). La conversación —moderada por José Tomás Ewing, Sales Manager Chile de JA Solar— abordó los desafíos regulatorios, la creciente demanda por soluciones híbridas y la necesidad de fortalecer la resiliencia energética en la región.

“El almacenamiento es clave para resolver la brecha entre dónde generamos energía y dónde se consume. Chile produce mucha energía solar en el norte y gran parte de la demanda está en la zona central, y ahí esta tecnología se vuelve estratégica para el sistema eléctrico”, indicó Bárbara Barbieri, presidenta de ACESOL, la Asociación Chilena de Energía Solar.

Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, el gremio que reúne al ecosistema renovable y del almacenamiento, destacó: “El desafío ya no es solo integrar más proyectos renovables: es asegurar que exista demanda suficiente para absorberlos. El efecto sustitución por retiro de carbón se va a agotar, y lo que definirá el futuro del sector será nuestra capacidad de electrificar el país. Sin electrificación profunda, especialmente en la industria minera, la transición energética quedará incompleta”.

La jornada culminó con un cierre a cargo de Paco Tang, Senior Business Develoment Manager, quién reforzó la visión de la compañía respecto al futuro de Solar y Storage y su compromiso por aportar soluciones integrales que acompañen la transición energética en América Latina.

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“Sin reglas claras y ejecución eficiente, las inversiones energéticas en Colombia se frenarán”, advierte Suárez

Durante su intervención en el FES Colombia, María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular, expuso con crudeza uno de los principales cuellos de botella del sistema energético colombiano: la ejecución. No basta con tener planes; lo que está fallando es su implementación. Las demoras en proyectos de transmisión, que en algunas regiones alcanzan hasta 8 años, reflejan que la planeación está siendo desbordada por la realidad institucional y territorial.

La situación se agrava por una mala distribución de riesgos entre el sector público y privado, que desalienta la inversión y termina trasladando los costos al usuario. En este esquema, el capital privado asume riesgos para los que no tiene control, mientras las entidades públicas no asumen responsabilidades claras.

“Las demoras tienen que volverse inadmisibles”, expresó durante el panel.

El escenario se agrava con una creciente imprevisibilidad regulatoria y fiscal, que ahuyenta a los inversionistas. Para Suárez, si el país no garantiza reglas del juego estables, la inversión se va a frenar, sin importar lo ambiciosa que sea la hoja de ruta energética. Esto será especialmente sensible de cara a 2026, cuando los desafíos de abastecimiento eléctrico serán aún más visibles.

Desde el punto de vista técnico, propuso abandonar la narrativa de transición energética como sustitución y adoptar una mirada de adición energética. La demanda crecerá inevitablemente, tanto por la electrificación del transporte como por el consumo asociado a la inteligencia artificial y nuevas tecnologías. Por lo tanto, Colombia debe incorporar más energía, no simplemente reemplazar una fuente por otra.

El sector privado, subrayó Suárez, ha sostenido la operación del sistema en medio de la incertidumbre. A pesar de las trabas regulatorias y territoriales, las empresas han continuado invirtiendo y presentando soluciones que han evitado crisis de suministro. Esa capacidad de respuesta, según la CEO, es uno de los principales activos para generar confianza en el sistema.

Desde el sistema financiero, Suárez identificó un patrón de debilidad estructural en los proyectos renovables: muchos no llegan bien estructurados, sin estrategias claras para mitigar riesgos técnicos y comerciales. Esto impide que sean aprobados por los comités de crédito. “Vemos muchas veces proyectos que vienen cojos desde el punto de vista financiero”, advirtió.

Además, anticipó que en los próximos 18 meses entrará en vigencia la regulación SARASOC, impulsada por la Superintendencia Financiera, que definirá nuevos criterios para la evaluación de riesgos en proyectos. Según Suárez, quienes logren alinear sus proyectos con esta metodología, tendrán más posibilidades de acceso a financiamiento.

Finalmente, alertó sobre la pérdida de narrativa pública del sector energético frente a intereses particulares, que bloquean proyectos a nivel territorial. Aunque el sector cuenta con empresas fuertes y múltiples gremios, no ha logrado comunicar de manera efectiva los impactos negativos que estas barreras generan sobre el bienestar colectivo.

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Saturación de redes en España pone en jaque inversiones en renovables y centros de datos. ¿Qué cambios reclama el sector?

La reciente publicación de los mapas de capacidad de la red de distribución eléctrica confirmó lo que el sector renovable español venía señalando hace tiempo: el 83,4% de los nudos están saturados, lo que impide nuevas conexiones tanto para generación como para grandes consumos. Este dato, revelado por Red Eléctrica, pone en evidencia el desfase entre la red disponible y los objetivos de transición energética e industrialización del país.

“Nos hemos encontrado con una evidencia que ya conocíamos: hay una deficiencia de redes tanto en la distribución como en la del transporte”, afirmó Abelardo Reinoso, especialista en redes eléctricas y socio de Malaika Net Energy, en diálogo con Energía Estratégica. Desde su visión, el problema no se reduce a la infraestructura técnica, sino a un modelo regulatorio y de planificación que no se ha adaptado al ritmo ni al volumen de inversiones que España necesita atraer.

Para el consultor, el sistema actual basado en planificación quinquenal no permite responder a la velocidad que exigen los grandes proyectos industriales, logísticos, digitales o energéticos. “No es solo que falten infraestructuras; es que la regulación no acompaña, ni incentiva, ni permite planificar con agilidad”, advirtió Reinoso.

En ese sentido, plantea que España podría estar bloqueando hasta 60.000 millones de euros en inversiones por falta de red, y advierte que muchas empresas ya están evaluando instalarse en otros países europeos con mejor disponibilidad eléctrica y mayor certidumbre normativa. “Estamos perdiendo inversiones que se van a Marsella, a Milán o a Lyon. Porque allí hay red disponible y claridad regulatoria”, remarcó.

Uno de los puntos clave es el marco retributivo de las distribuidoras, actualmente bajo revisión por parte de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia). Reinoso explicó que las empresas de distribución no tienen incentivos para invertir anticipadamente y que el sistema actual no permite adaptar la red al nuevo perfil de demanda.

“Si mañana llega una empresa que quiere electrificar un proceso o montar un centro de datos, es clave poder ofrecerle una conexión en un plazo razonable. De lo contrario, optará por otros destinos”, sostuvo.

A esto se suma que la planificación de la red de transporte, estructurada en ciclos quinquenales, dificulta responder con agilidad a nuevos polos de crecimiento industrial o urbano. Además, el especialista planteó que los plazos legales para acceso y conexión no siempre se cumplen, lo que introduce incertidumbre y complica la toma de decisiones para los inversores.

Reinoso también señaló  la urgencia de implementar un modelo de planificación más dinámico y territorializado, que articule el crecimiento de la demanda con la capacidad real de las infraestructuras. A su juicio, hay que acompasar el desarrollo de la red con sectores estratégicos como la electromovilidad, los centros de datos, la vivienda y los procesos industriales descarbonizados, todos actualmente impactados por la saturación de los nudos.

Otrofoco clave que plantea corregir es el uso especulativo de los puntos de conexión. Desde 2020 se otorgaron alrededor de 50 GW de potencia para demanda, buena parte de los cuales no están siendo utilizados.

“La especulación con puntos de conexión debe terminar. Si no se usan en tiempo y forma, tienen que liberarse para quienes sí están listos para construir”, propuso.

Como medidas inmediatas, destaca 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 considera 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.

Mirando hacia el corto plazo, el consultor analizó: “En 2026 no vamos a ver grandes cambios si seguimos con este modelo. Las redes no se construyen en dos años. Lo que podemos hacer ahora es maximizar el uso de lo que ya tenemos”.

“Esto no es un problema técnico, es un problema estratégico. O acompañamos el crecimiento con red, o lo veremos ocurrir en otra parte”, concluyó el especialista.

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Coca-Cola Argentina y Genneia impulsan juntos la transición hacia la energía renovable

En un encuentro realizado en las oficinas de Coca-Cola Argentina, se concretó una alianza estratégica entre la compañía líder de bebidas y Genneia, principal generadora de energías renovables en Argentina. El acuerdo permitirá abastecer la planta de concentrados de la compañía en la Ciudad de Buenos Aires y su centro de almacenamiento en Ezeiza, con energía proveniente de fuentes eólicas y solares, reemplazando cerca del 80% del consumo energético anual. Dicha energía proviene de fuentes renovables verificadas, es decir, certificadas oficialmente como limpias y de bajo impacto ambiental.

La firma del contrato contó con la participación de Leonardo García, Gerente General de Coca-Cola para Argentina y Uruguay, y Bernardo Andrews, CEO de Genneia, quienes destacaron el valor de esta colaboración en el marco de los compromisos ambientales de ambas empresas.

El suministro de energía se realizará a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante un contrato de cinco años. La energía provendrá de un pool de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares distribuidos en distintas regiones del país.

Este acuerdo se enmarca en la estrategia global de Coca-Cola para lograr cero emisiones netas de carbono para 2050 y de reducir en un 25% sus emisiones absolutas de gases de efecto invernadero para 2030, tomando como referencia el año 2015.

“Nos llena de orgullo que una compañía como Coca-Cola confíe en Genneia para avanzar en sus objetivos de sostenibilidad. Esta alianza refleja el valor de nuestras soluciones energéticas competitivas y a medida, y reafirma nuestro compromiso de acompañar a las empresas líderes del país en sus estrategias de eficiencia operativa.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

En tanto, Leonardo Garcia, Gerente General de Argentina y Uruguay manifestó: ”En Coca-Cola trabajamos para que cada decisión que tomamos tenga un impacto positivo en las personas y el planeta. Esta alianza con Genneia nos permite avanzar hacia un modelo de operación más limpio y responsable, alineado con los objetivos locales y globales de sostenibilidad de la compañía.”

Con este nuevo contrato, Genneia supera los 80 clientes corporativos en el marco del MATER, consolidando su liderazgo en el mercado empresarial. La compañía brinda soluciones energéticas a medida para empresas de sectores como agroindustria, alimentos, automotriz, petróleo y gas, construcción, transporte y laboratorios, entre otros, contribuyendo a una operación más eficiente en todo el país.

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C&R 2025 reúne a 45.000 profesionales y define el rumbo del sector hacia la eficiencia energética y la descarbonización

IFEMA MADRID cierra con éxito el Salón Internacional de la Climatización y la Refrigeración, C&R, y la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, con GENERA + MATELEC, que por primera vez se han celebrado en coincidencia. Entre las tres ferias, han convocado a más de 102.000 visitantes profesionales y cerca de 1.200 empresas que consolidan esta convocatoria como referente europeo en la transición energética, la innovación industrial y la sostenibilidad.

Un ecosistema único al servicio del impulso de la transición energética

A través de este formato, IFEMA MADRID reafirma su compromiso de consolidar a España como uno de los polos europeos con mayor dinamismo en electrificación, descarbonización y transformación del parque edificatorio. Celebradas del 18 al 20 de noviembre, la coincidencia de las tres ferias ha generado un ecosistema que abarca toda la cadena de valor de la energía junto con la climatización, la refrigeración, la eficiencia, la digitalización y las instalaciones, potenciando las sinergias entre fabricantes, instaladores, distribuidores, ingenierías, arquitectos, prescriptores y administraciones y creando un espacio de encuentro único para el negocio y la transferencia tecnológica.

C&R 2025 ha cerrado una edición especialmente sólida, marcada por un incremento en la presencia de soluciones de alta eficiencia, la consolidación de la bomba de calor como tecnología protagonista y la creciente integración de la digitalización. En su 27ª edición ha reunido a 45.000 profesionales de 88 países y las últimas soluciones de más de 400 empresas, presentando las últimas innovaciones y tendencias que marcan el futuro del sector, desde la calidad del aire interior y el mantenimiento inteligente hasta las soluciones orientadas a la descarbonización del parque edificatorio. C&R refuerza así su papel como cita de referencia internacional en climatización y refrigeración en un momento de profunda transformación regulatoria y tecnológica.

Por su parte, la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización ha reunido la oferta de más de 800 expositores y 57.000 visitantes profesionales, con un 10% de participación internacional procedente de 76 países —principalmente de Europa (61%, con Portugal, Italia, Alemania y Francia a la cabeza), América (18%) y África (6%, especialmente del Magreb), consolidando a estas ferias como pilares clave para reforzar el ciclo de la energía. Bajo este paraguas, GENERA, organizado con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha reafirmado su liderazgo en renovables, transición energética y soluciones de almacenamiento constatando el avance de la digitalización y la hibridación de sistemas, subrayando la importancia de acelerar la rehabilitación energética.

Finalmente, MATELEC se ha consolidado como cita clave para todo el sector de la electrificación, la automatización, los materiales y la eficiencia en edificios y entornos industriales, con una oferta que ha puesto el foco en la digitalización y la gestión energética, reforzando su valor como plataforma para impulsar un modelo eléctrico más eficiente y conectado. Este proyecto ha contado con el patrocinio principal de Simon, quien presentó CLUB by Simon, un espacio diseñado para el instalador profesional.

Jornadas técnicas: visión 360º sobre el futuro energético y del parque edificatorio

Las jornadas técnicas en C&R, MATELEC y GENERA ofrecieron una visión integral del futuro energético, abordando climatización, calidad del aire, electrificación, automatización y energías renovables. Se analizaron cómo la IA, la digitalización y las nuevas normativas están transformando la operación de edificios y las instalaciones técnicas, así como los desafíos para descarbonizar el parque edificado. Los debates resaltaron que la transición energética requiere un enfoque integrado, combinando renovables, eficiencia, sistemas inteligentes y rehabilitación para mejorar rendimiento, salud y resiliencia de los edificios.

En C&R, las jornadas destacaron la creciente relevancia de la calidad del aire interior, la integración de ventilación, filtración y monitorización, y el papel de la IA para optimizar el mantenimiento y adaptar la climatización a escenarios climáticos cambiantes. También se subrayó que tecnologías ya maduras —como la bomba de calor, la rehabilitación integral o los sistemas híbridos— permiten avanzar en la descarbonización del parque edificado, siempre que exista un marco regulatorio estable. Se completó con sesiones prácticas en el Taller de Climatización, organizado por Agremia; el Taller de Refrigeración, por AEFYT; Ágora de Data Centers, Ágora de Regulación y Control y la iniciativa Nuevos Talentos.

En el caso de La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, se desarrolló una agenda especializada que puso el foco en los contenidos estratégicos claves para la reindustrialización verde y la transformación del tejido productivo, además de la flexibilidad de la demanda y la electrificación. Esta programación se articuló a través del Global Forum, que reforzó la visión común de este proyecto con debates institucionales y sectoriales impulsados por entidades como IDAE, quien a través del Secretario de Estado de Energía, inauguró las tres ferias, y participó en una jornada para impulsar la cadena de valor renovable made in Spain, además de AFME, APPA, CIDE, AEPIBAL, ENTRA, APLIQA, SOLARTYS o AEDIVE, y culminó con la presentación del Informe OREVE 2025, de la mano de AFME sobre la rehabilitación y el estado de la electrificación del parque de viviendas, un observatorio que incluye a las principales asociaciones sectoriales. 

Además, el programa de actividades contó con espacios destacados como el Foro Genera Solar (UNEF), donde se abordó el autoconsumo, almacenamiento e innovación fotovoltaica; el Mundo del Instalador (FENIE), que destacó por sus talleres formativos y la celebración XVIII Concurso de Jóvenes Instaladores; el Foro CAE’s (ANESE y A3E) donde se analizó la eficiencia energética y la certificación de ahorro; y el Foro KNX donde se presentaron las mejores experiencias en automatización y domótica y los Foros en el Centro de Convenciones Norte, desarrollados por múltiples asociaciones como COGEN, AEH2, AEEólica o ASIT, entre otras, configurando un recorrido completo por todas las áreas que impulsan la electrificación, la digitalización y la eficiencia.

El contenido del programa se centró en reindustrialización y electrificación verde, renovables, autoconsumo, almacenamiento y comunidades energéticas, así como en instalación eléctrica, materiales, CAE’s y automatización, destacando el papel de las infraestructuras en la descarbonización

Reconocimiento a la excelencia

Además, IFEMA MADRID ha sido escenario del reconocimiento a la excelencia, desde los perfiles más jóvenes hasta los más veteranos de la industria. 

El Premio Climatización y Refrigeración, que bienalmente otorga el Comité Organizador de C&R en reconocimiento a los profesionales con toda una vida de especial dedicación al desarrollo, progreso y mejora del sector, ha destacado la labor de Luis Mena, director general de Daikin España.

Por su parte, Carlos Larraz ha ganado el título de Mejor instalador Novel 2025 en la final del XVIII Concurso Nacional de Jóvenes Instaladores organizada por FENIE (Federación Nacional de Empresarios de Instalaciones Eléctricas, Telecomunicaciones y Climatización de España) en MATELEC.

La celebración simultánea de C&R, GENERA y MATELEC ha sido capaz de agrupar en un único espacio la producción energética, la gestión inteligente, la eficiencia, la climatización, la digitalización de edificios y las instalaciones. Esta visión facilita que la industria afronte la transición energética como un proceso sistémico y no segmentado, donde cada eslabón influye directamente en los objetivos de sostenibilidad y competitividad.

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Sungrow impulsa el mayor proyecto de almacenamiento en baterías del Reino Unido: Thorpe Marsh

El Reino Unido ya ha logrado importantes avances en el sector del almacenamiento en baterías en 2025, con 7,86 GW / 11,8 GWh de almacenamiento en baterías a gran escala ya operativos, y casi 2 GW / 3,5 GWh añadidos solo en los primeros diez meses de 2025, lo que supone un aumento interanual del 36 %. En consonancia con esta tendencia positiva, el proyecto Thorpe Marsh será el mayor proyecto de baterías del Reino Unido y uno de los proyectos de baterías stand alone más ambiciosos del mundo.

Como proveedor de tecnología, Sungrow suministrará unidades de su PowerTitan 2.0 BESS con una capacidad de almacenamiento de energía de 1,6 GW / 3,3 GWh, suficiente para abastecer de energía a más de 785 000 hogares al año y capaz de exportar más de 2000 GWh al año. Al añadir una capacidad equivalente a más del 20 % de toda la flota de baterías actual del Reino Unido, el proyecto representa un momento crucial en el camino de la región hacia la resiliencia energética.

«Este es un momento histórico para la transición energética del Reino Unido y para la industria mundial del almacenamiento de energía», afirmó James Li, director de ESS Europe en Sungrow. «Estamos orgullosos de apoyar a Fidra Energy y a todos los partners en la ejecución de un proyecto que establecerá nuevos estándares en cuanto a escala y rendimiento. Thorpe Marsh demuestra cómo la tecnología de vanguardia en baterías puede acelerar el cambio hacia un sistema energético más limpio y resistente. El compromiso de nuestro equipo de proporcionar el máximo nivel de apoyo a nuestros partners es la piedra angular de nuestra estrategia para allanar el camino hacia un futuro sostenible».

Soluciones flexibles para satisfacer escalas sin precedentes

El PowerTitan 2.0 es una solución totalmente refrigerada por líquido y modular diseñada para aplicaciones a gran escala. Diseñado para maximizar la eficiencia y la fiabilidad, al tiempo que simplifica la instalación, el PowerTitan 2.0 ofrece la flexibilidad necesaria para proporcionar un rendimiento constante a una escala sin precedentes, como es el caso del proyecto Thorpe Marsh.

«Sungrow ha demostrado que será un socio excelente, y estamos deseando trabajar con ellos para apoyar nuestras ambiciones de crecimiento en el Reino Unido y Europa», afirma Chris Elder, director ejecutivo de Fidra Energy.

Una importante inversión respalda el potencial de Thorpe Marsh

El proyecto obtuvo una inversión de aproximadamente 750 millones de libras esterlinas y contó con el respaldo de EIG, el Fondo Nacional de Riqueza del Reino Unido y un sindicato de prestamistas internacionales que incluye a Natwest, Santander CIB, Deutsche Bank AG, Societe Generale y Standard Chartered Bank, entre otros. La construcción ya ha comenzado y la puesta en marcha está prevista para mediados de 2027.

Thorpe Marsh también cuenta con acuerdos de compra a largo plazo con EDF, Octopus Energy y Statkraft, que cubren alrededor del 80 % de su capacidad, además de una adjudicación del mercado de capacidad por parte del Gobierno del Reino Unido por un periodo de 15 años a partir de 2028. En conjunto, estos acuerdos proporcionan una base de ingresos estable para una de las instalaciones de almacenamiento más ambiciosas jamás financiadas.

Impulsando la ambición energética del Reino Unido más allá de Thorpe Marsh 

Además del proyecto Thorpe Marsh, Sungrow también suministrará sus innovadoras soluciones al proyecto ESS West Burton C de 500 MW/1,1 GWh. Este último cuenta con el apoyo de EIG y el Fondo Nacional de Riqueza y también será desarrollado por Fidra Energy.

A medida que el Reino Unido avanza rápidamente hacia su objetivo de energía limpia para 2035, los proyectos de baterías a gran escala como Thorpe Marsh son esenciales para integrar la generación renovable, suavizar la intermitencia y apoyar la estabilidad de la red. Desde el Reino Unido hasta Bélgica, Irlanda, los Países Bajos y Finlandia, Sungrow se compromete a promover el almacenamiento de energía de vanguardia que permita la transición hacia la energía limpia en toda Europa y más allá, para todos.

 

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Sungrow: “Un parque solar con almacenamiento ya tiene un CAPEX menor que una central térmica”

La ecuación financiera de las renovables en la región está cambiando. Según Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow, la drástica caída en los precios de los sistemas de baterías hace que un parque híbrido ya sea más viable que una central convencional para brindar energía 24×7. 

“Un parque solar con almacenamiento puede tener un CAPEX menor que una central térmica y construirse más rápido”, afirmó durante la quinta edición del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

Este cambio no solo mejora la competitividad del sector, sino que transforma la manera en que se diseñan y financian los nuevos proyectos, de manera que el ejecutivo detalla que este salto tecnológico entre FV + BESS se podría materializar en el país en el corto plazo.

Para la empresa, esto significa que los parques híbridos —solar más baterías— no sólo son una solución tecnológica, sino una alternativa económica superadora frente a las centrales convencionales.

Y cabe recordar que Sungrow acumula 1,4 GW en contratos fotovoltaicos firmados en Colombia, de los cuales casi 1 GW ya está inyectando energía a la red. Además, la compañía fue adjudicada con un sistema BESS de casi 7 MWh, en operación actualmente, acoplado en DC a un inversor fotovoltaico. Se trata de uno de los primeros casos en el país de integración avanzada entre generación solar y storage.

En esa línea, el Proyecto de Resolución N° 701-103 de 2025 de la CREG es vista como un paso positivo, ya que establece las condiciones técnicas, comerciales y operativas para la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y por tanto, podría evitar vertimientos solares que hoy ocurren por los plazos de desarrollo y construcción de líneas de transmisión.

Sin embargo, uno de los cuellos de botella más relevantes para el avance de las ERNC en Colombia es la conexión de proyectos a la red. A juicio de Núñez, agilizar los permisos es fundamental para que la oferta energética crezca al ritmo de la demanda.

Incluso, desde el gobierno actual remarcaron en diversas oportunidades que diversos proyectos con puntos de conexión asignados desde gestiones anteriores no mostraban avances reales, por lo que se determinó liberar más de 5000 MW de la red para nuevos parques renovables. 

Expectativas de crecimiento y experiencia regional

Aunque Sungrow históricamente se ha enfocado en proyectos a gran escala, el mercado colombiano también ha despertado su interés en la generación distribuida. Según Nuñez, hay atractivo en segmento de minigranjas de 1 MW, que ofrecen ventajas como conexión más rápida y menor complejidad regulatoria. 

“Estamos apuntando ahora ese mercado y hemos tenido una explosión de ventas muy interesante. Ese segmento crecerá mucho, lo que ayudará a diversificar la matriz para que las renovables sean más del 12% de participación”, indicó durante FES Colombia. 

Asimismo, la compañía no solo apuesta fuerte por Colombia, sino que a nivel regional ya ha suministrado más de 25 GW solares y superado los 10 GWh en contratos de almacenamiento, lo que respalda su visión de que la tecnología ya está madura. 

“Queremos llevar esa experiencia al caso colombiano”, afirma Nuñez. Desde su punto de vista, el desarrollo futuro dependerá de factores clave como la permisología, licenciamiento ambiental y disponibilidad de financiamiento, pero resalta que los equipos de Sungrow están preparados para adaptarse incluso a cambios normativos o técnicos.

“Hay una necesidad de crecimiento de oferta ante el aumento de la demanda”, concluyó, y dejó claro que el storage ya no es solo una promesa tecnológica, sino una solución financiera viable y una palanca real para la transición energética.

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Paraguay ampliará su sistema de transmisión de alta tensión con financiamiento del BID

El Directorio Ejecutivo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un préstamo de USD 70 millones bajo la modalidad de Préstamo de Inversión Específica (ESP) para apoyar la expansión del sistema de transmisión de alta tensión y el fortalecimiento institucional de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) en Paraguay.

Esta operación constituye la tercera etapa de una Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP, por sus siglas en inglés) de USD 400 millones, aprobada en mayo de 2020 para financiar el Programa de Inversiones en Energía Sostenible del país.

El proyecto busca incrementar la confiabilidad y capacidad máxima de transmisión eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), así como mejorar la eficiencia y flexibilidad operativa de la red de transmisión en el Área Metropolitana de Asunción (AMA). Además, contempla el fortalecimiento de la gestión del sistema de comercialización de ANDE mediante la modernización de su sistema informático.

El proyecto en general beneficiará a 1,8 millones de clientes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a nivel nacional, contribuyendo a mejorar la calidad del servicio y la atención al cliente. De manera más específica, impactará directamente a 1,2 millones de usuarios en el Área Metropolitana de Asunción (AMA), asegurando un suministro eléctrico más confiable, flexible y eficiente.

El proyecto apoyará la adquisición del predio y derechos de servidumbre para las líneas de transmisión, la construcción de la subestación Emboscada en el área metropolitana, la reconfiguración de dos líneas de transmisión en 500kV existentes, y la interconexión de la nueva subestación con la red de 220kV mediante de la construcción de dos líneas de transmisión de 220kV.

Asimismo, impulsará la implementación de un sistema informático moderno e integrado para optimizar la gestión comercial de ANDE, junto con actividades de fortalecimiento institucional que incluyen capacitación técnica y operativa, y planificación estratégica.

El préstamo de USD 70 millones tiene un plazo de amortización de 24 años y medio, un período de gracia de 6 años, una tasa de interés basada en SOFR y una contrapartida local de USD 16.4 millones.

La operación se complementa con un cofinanciamiento de USD 70 millones del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y un aporte no reembolsable de USD 11,5 millones proveniente de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe (LACIF) de la Unión Europea.

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Marcelo Álvarez fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables

Marcelo Álvarez, actual responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo en Coral Energía, fue elegido nuevo presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) para el período 2026-2027.

Lo acompañarán como vicepresidente Agustín Siboldi, socio en O’Farrell; Martín Dapelo, socio fundador de On Networking; como secretario; y Alejandro Parada, gerente de Proyecto en Silvateam, hará lo propio como tesorero de CADER.

La elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas para el período 2026 – 2027 se llevó a cabo durante la Asamblea Ordinaria de socios, en la cual también se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, entre ellos Memoria, Balance, Inventario e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2025.

Luego de la Asamblea Ordinaria, los socios de CADER presentes compartieron el tradicional brindis de fin de año junto a representantes de diversas empresas asociadas, que sirvió como oportunidad para celebrar los logros alcanzados durante 2025, agradecer el acompañamiento y renovar el compromiso conjunto de seguir trabajando por el desarrollo sostenible del sector energético en Argentina, de cara a los desafíos que traerá el 2026.

De este modo, Marcelo Álvarez vuelve a la presidencia de la Cámara Argentina de Energías Renovables tras cuatro años desde su última gestión, ya que estuvo al frente de la entidad a lo largo de tres períodos directivos entre 2015 y 2021.

Asimismo, forma parte de la Junta Directiva y coordinador del Task-Force LATAM del Consejo Mundial de Energía Solar (Global Solar Council – GSC), entidad que incluye asociaciones que representan tanto a mercados emergentes como maduros, así como a empresas de toda la cadena de suministro solar.

A continuación, la conformación de la nueva Comisión Directiva de CADER:

Cargo
Empresa
Representante
Presidente
Coral Energía
Marcelo Álvarez
Vicepresidente
O’Farrell
Agustín Siboldi
Secretario
On Networking
Martín Dapelo
Tesorero
Silvateam
Alejandro Parada
Vocal Titular 1
Grupo Martifer
Nicolás González Rouco
Vocal Titular 2
EEDSA
Oscar Balestro
Vocal Titular 3
Multisolar
Antonio Chiodi
Vocal Titular 4
Eternum Energy
Marcelo Landó
Vocal Titular 5
Tecnored
Horacio Pinasco
Vocal Titular 6
Hychico
Alejandro Montaña
Vocal Suplente 1
New Balance
Javier Chincuini
Vocal Suplente 2
Limber Big Bang Thinkers
Felipe Eduardo Zabalza
Vocal Suplente 3
Econep
Juan Manuel Montagnino
Vocal Suplente 4
Parque Eólico Arauco
Alicia Pérez Carballada
Vocal Suplente 5
Everyray
Iciar Vargas
Vocal Suplente 6
Bioeléctrica
Javier Schifani
Revisor de Cuentas
Lisicki Litvin & Asoc
Omar Díaz
Revisor de Cuentas Suplente
Beccar Varela
José Carlos Cueva

 

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La región de Ñuble en Chile avanza con el inicio de las obras de la Línea Charrúa-Chillán

La región de Ñuble avanza hacia un suministro eléctrico seguro y confiable, gracias al inicio de los trabajos de la Línea 66 kV Charrúa-Chillán, obra propiedad de CGE Transmisión, los cuales dispondrán de la nueva infraestructura en un plazo máximo de 24 meses, con una inversión cercana a los US$45 millones.

Por ello, este jueves 20 de noviembre, autoridades regionales y nacionales, junto a representantes de la academia, gremios y organizaciones productivas locales, se congregaron para celebrar la “Primera Piedra” del proyecto, en una especial ceremonia, encabezada por el Subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos Barrera.

“Este hito para el desarrollo energético regional fue concretado gracias al “Plan Especial Ñuble”; impulsado por el Gobierno del presidente, Gabriel Boric Font, mediante la “Ley de Transición Energética”, promulgada en San Carlos, Ñuble el pasado 20 de diciembre de 2024, y que propició el marco regulatorio que permitió destrabar proyectos emblemáticos, que otorgarán la potencia suficiente para las demandas de consumos condicionadas y proyectadas. A su vez, esto permitirá impulsar la capacidad de transmisión, dinamizando el desarrollo productivo de la región”, indicó el Subsecretario Ramos.

Las obras triplicarán la potencia de la línea, de 30 a 90 MVA, garantizado la cobertura de la demanda actual y proyectada, con holgura. Además, desde otra mirada, las faenas para la construcción de esta obra implican la contratación de mano de obra local calificada, compromiso de la Compañía General de Electricidad (CGE), abriendo oportunidades laborales para vecinas y vecinos de Ñuble, propiciando puestos laborales estable durante, al menos, 24 meses.

Desde la Delegación Presidencial Regional de Ñuble, el delegado, Rodrigo García Hurtado, aplaudió el inicio de las obras y agregó que “la Línea Charrúa-Chillán representa un avance estratégico para enfrentar el crecimiento urbano e industrial de Ñuble. La estabilidad energética que proporcionarán es fundamental para el desarrollo de nuevas viviendas, industrias y servicios, lo que se traduce en una mejora directa en la calidad de vida para las familias ñublensinas”.

Para CGE Transmisión, esta obra marca un precedente para Ñuble, así lo afirmó su Gerente General, Iván Quezada Escobar, quien añadió “destacaría y no me olvidaría de agradecer al Presidente Boric por haber impulsado la ley, pero asimismo quiero agradecer al exministro Pardow, quien fue uno de los grandes impulsores de la Ley de Concesión Energética que finalmente hoy día termina consumándose en el punta pie de iniciar la construcción de esta obra”.

A su vez, desde la cartera energética local, el Seremi, Dennis Rivas Oviedo, indicó que “este proyecto estaba decretado desde 2018, pero con el apoyo del Ministerio de Energía, mandatado por el presidente, Gabriel Boric, y tras la articulación y trabajo conjunto de todos los entes regionales vinculados, se concretó el cambio de valores necesario para que la compañía responsable comience con las faenas de esta importantísima obra para el desarrollo regional”.

También, desde la mirada local, el Seremi de Economía, Juan Pablo Arévalo Yáñez, destacó la importancia de la Línea y agregó que “con la concreción de este tipo de proyectos nuestra región se continúa desarrollando con fuerza y posicionándose como un territorio preparado para impulsar a los sectores productivos, propiciando las condiciones requeridas para la llegada y ejecución de nuevas y mejores inversiones. Esto se traduce directamente en más empleos de calidad y un mayor bienestar para todas las familias de nuestra región”.

Ahora, la región afronta el futuro a corto y mediano plazo con la certeza de un respaldo energético para toda la demanda proyectada, lo cual se reforzará con la próxima obra a iniciar: la Línea Monterrico-Cocharcas.

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Generadora Metropolitana inicia la construcción de uno de los proyectos BESS más grandes de Chile

Generadora Metropolitana —propiedad de AME y EDF power solutions Chile— inició oficialmente la construcción de Dune Plus, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes de Chile, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta. 

La iniciativa integra los proyectos Dune y La Pampina: el primero incluye un sistema BESS de 333 MW con una duración de 4 horas, y el segundo una planta fotovoltaica de 186 MWp y un sistema BESS de 175 MW con duración de 4 horas. En conjunto, incorporarán 406 contenedores de baterías, más de 297.000 paneles y más de 150 transformadores, en una superficie total de 186 hectáreas.

Dune Plus obtuvo financiamiento de bancos internacionales bajo una estructura de project finance sin recurso, que incluye un crédito a plazo y garantías asociadas de BNP Paribas Securities Corp., Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, MUFG Bank, Ltd., Société Générale y Sumitomo Mitsui Banking Corporation, además de un crédito IVA otorgado por Banco de Crédito e Inversiones.

“Con este proyecto reafirmamos nuestro compromiso con la descarbonización, entregando energía limpia y fortaleciendo la seguridad del sistema. Dune Plus marca un hito para Generadora Metropolitana, no solo por su escala y complejidad, sino también porque cuenta con respaldo financiero internacional que nos permitirá consolidar nuestro crecimiento, capacidad de almacenamiento y liderazgo en la transición energética en Chile”, señaló Diego Hollweck, CEO de Generadora Metropolitana.

La energía de Dune Plus abastecerá un contrato de 15 años y 1.000 GWh con Codelco, una de las compañías mineras más grandes del mundo, y será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Cesar Norton, presidente de AME, afirmó: “El lanzamiento de Dune Plus reafirma la capacidad de Generadora Metropolitana para entregar proyectos complejos que combinan innovación, sostenibilidad y visión de largo plazo. Es una prueba concreta de cómo Chile puede liderar la integración de energías renovables y almacenamiento a gran escala, fortaleciendo su competitividad y seguridad energética. En AME seguimos comprometidos con impulsar iniciativas que eleven los estándares de la transición energética y posicionen a Chile como un actor clave global”.

EDF power solutions Chile destacó el impacto del proyecto, que refleja la experiencia industrial de la compañía. Joan Leal, CEO de EDF power solutions Chile, enfatizó que “Dune Plus es un ejemplo concreto de nuestra visión y capacidad para impulsar proyectos innovadores y de gran escala que aportan de manera real a la transición energética. A través de esta asociación, reafirmamos nuestro compromiso de apoyar a empresas estratégicas como Codelco en su proceso de descarbonización y de construir un sistema energético más seguro y sostenible”.

Especificaciones técnicas:

El proyecto Dune Plus incluye una capacidad total de almacenamiento de 509 MW / 2036 MWh (4h).

Está compuesto por un Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS) independiente ubicado dentro de CEME1 (Dune BESS, 333,5 MW / 1.334 MWh) y por una Planta Renovable con Capacidad de Almacenamiento (CRCA) llamada La Pampina, que integra una planta fotovoltaica de 186 MWp junto con un sistema de almacenamiento de 175,5 MW / 702 MWh (4h).

Además, incluye una sala eléctrica de 33 kV para la interconexión con CEME1, la planta solar de Generadora Metropolitana, lo que permitirá una operación integrada del sistema.

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Guatemala avanza en obras estratégicas y revisa el PEG-5 tras el revés de la licitación de transmisión

Guatemala ajusta su política energética con una visión clara: corregir el rumbo del Programa de Expansión de Transmisión 3 (PET-3) e iniciar el despliegue del Programa de Expansión de Generación 5 (PEG-5). Ambos instrumentos se posicionan como claves para una transición energética sólida, centrada en una red eléctrica confiable y una matriz diversificada.

En este contexto, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro Martínez, afirmó a Energía Estratégica: “Sin transmisión no hay transición, es fundamental”, subrayando que el país debe fortalecer su infraestructura para sostener la política energética y habilitar nueva generación limpia. El funcionario reconoció que la licitación del PET-3 no arrojó los resultados esperados, pero aclaró que se están realizando las enmiendas necesarias.

El PET-3, aunque fallido en su proceso licitatorio, no quedará desechado. Varias de sus obras serán ejecutadas por otras vías. El caso más emblemático es la línea de transmisión hacia Petén, cuya licitación directa por parte del INDE ya está prácticamente lista. Desde el Ministerio aseguran que el proyecto será retomado porque existen mecanismos legales para ello.

El PET-3 fue concebido como un plan integral para ampliar y modernizar el sistema de transmisión eléctrica del país, con obras estratégicas destinadas a fortalecer la conexión entre las regiones norte y centro. Sin embargo, la licitación pública no logró atraer suficiente interés ni ofertas viables, lo que obligó a revisar sus condiciones y dividir su ejecución en etapas más flexibles, recurriendo a mecanismos como la contratación directa, donde la ley lo permite.

Mientras tanto, el PEG-5 ya se encuentra en revisión por parte de los actores del sector. A diferencia de su antecesor, se plantea desde una lógica más pragmática, aprendiendo de los errores pasados. El objetivo es ampliar y fortalecer la infraestructura necesaria para responder a la creciente demanda y habilitar nuevos nodos de generación.

Este nuevo programa se enmarca en el esfuerzo por diversificar las fuentes de generación, integrando proyectos hidroeléctricos, solares y de biomasa, e incorporando criterios técnicos más estrictos desde su diseño. El enfoque preventivo busca evitar fallas como las del PET-3, garantizando desde el inicio la viabilidad financiera y técnica de cada componente.

Desde el Ejecutivo también valoran positivamente el respaldo legislativo. Un grupo de diputados presentó una iniciativa para agilizar la ejecución de proyectos de transmisión. Y, en caso de que no se logre avanzar con licitaciones públicas, se contemplan alternativas previstas por la ley de contrataciones del Estado, como la adquisición directa, siempre bajo procesos transparentes.

De hecho, se espera que proyectos estratégicos como el cierre técnico de los 59 pozos de Campo Chan, así como los trabajos en la fundería, tengan definiciones concretas a inicios del próximo año. Para ello, el Ministerio solicitará un incremento presupuestario, dado que “no hay otro camino”, según expresó el viceministro.

Durante su participación en un foro empresarial, Castro Martínez remarcó que el sector privado será decisivo en este proceso de transformación energética. También hizo referencia al rol histórico del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), entidad que ha impulsado durante décadas la diversificación de las matrices en la región. En el caso de Guatemala, destacó iniciativas como la central hidroeléctrica Chabal y la planta de bioeléctrica San Antonio, que funcionan como ejemplos de innovación y sostenibilidad.

La transición energética de Guatemala está en marcha, aunque enfrenta desafíos operativos y regulatorios. El Gobierno apuesta por corregir procesos fallidos, abrir nuevas rutas legales para la ejecución de obras y establecer alianzas con el sector privado. Con decisiones que ya se encaminan para principios del próximo año, la administración busca consolidar una matriz energética moderna, resiliente y limpia.

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Rubio González asegura que la agrovoltaica ya es “negocio” anunciando nuevos seguidores solares con miras a Europa y Latinoamérica

En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable. La tecnología gana tracción en Europa y comienza a abrirse paso en América Latina, mientras los fabricantes responden con soluciones específicas adaptadas a esta nueva demanda.

“La agrovoltaica está muy apoyada y subvencionada por todos los gobiernos, no solo en Europa, sino que ahora va a empezar a ser un referente en América Latina”, aseguró José Oscar Rubio González, director comercial de SL Rack, una empresa fabricante de sistemas de montaje fotovoltaicos que se encuentra trabajando activamente en este segmento.

España es uno de los países que avanza en el marco regulatorio para integrar esta tecnología. Recientemente, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó ayudas por 77 millones de euros destinadas a 62 proyectos agrovoltaicos, que deberán incluir sensores, parcelas testigo y un seguimiento técnico de cinco años.  

Además, el Ministerio de Agricultura lanzó una consulta pública que incluye a la agrovoltaica en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC), aunque el desafío sigue siendo articular esta tecnología con las ayudas agrícolas tradicionales. 

Si bien el país avanza con proyectos piloto, el sector reconoce que el mercado aún “va un paso atrás” frente a países como Italia, que define metas claras en su PNIEC, o Francia y Alemania, que ya regulan el bienestar animal en los marcos agrovoltaicos. El futuro del modelo dependerá de cómo se articule la regulación energética con la PAC y las necesidades del sector agrícola.

José Oscar Rubí González, director comercial de SL Rack,

José Oscar Rubí González, director comercial de SL Rack,

Por su parte, América Latina avanza con experiencias en fase piloto. En Chile, se instaló un sistema de 22 kW sobre un huerto de cerezos en Maule de la empresa NobleFruit con la participación de siete instituciones, entre ellas Solar Energy Research Center (SERC Chile); en Colombia, los parques solares Guamo y Numbana integran pastoreo de camuros bajo paneles en proyectos de hasta 9,9 MW desarrollados por Erco Energía y LONGI; mientras que en Uruguay, se desarrolla la primera planta agrofotovoltaica en Durazno, impulsada por la Universidad Tecnológica del Uruguay (UTEC). 

En cuanto al mercado solar fotovoltaico tradicional, Rubí González observa un notable dinamismo en Centroamérica y el Caribe, donde SL Rack ya firmó un proyecto de 55 MW y espera cerrar otros 100 MW antes de fin de año.

“Tenemos muchas expectativas puestas en Guatemala, Panamá, Honduras, El Salvador y, sobre todo, en el Caribe”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica, en el marco de la cobertura de GENERA 2025.

Además, indicó que siguen con atención los avances en Colombia y Perú, mercados donde mantienen una postura expectante. En cuanto a México, afirmó que “es la gran incógnita”, y añadió: “Dependiendo de cómo veamos el mercado, daremos el paso o no”.

Estas proyecciones regionales ya habían sido adelantadas por Rubí González durante su participación en Future Energy Summit (FES), donde analizó el potencial del mercado centroamericano y las oportunidades en grandes plantas solares en Latinoamérica. En esa instancia, destacó la necesidad de adaptar soluciones técnicas a cada realidad nacional.

Revive la entrevista en Future Energy Summit (FES): https://youtu.be/IwWJ4BHHBu8?si=b4wTk_8ftCwMO_eK 

En Europa, la empresa se encuentra ejecutando desarrollos agrovoltaicos de entre 5 y 20 MW, con la mirada puesta en alcanzar los 100 MW en los próximos años. En la región ibérica en particular, el foco está puesto en autoconsumos industriales de menor escala, pero apuestan por dar el salto a utility scale a corto plazo. Además, durante el encuentro FES Caribe, el ejecutivo había asegurado que SL Rack cerró contratos marco con clientes de España, Italia, Alemania y Holanda, lo que les garantiza una base sólida para encarar el año con proyecciones positivas en estos mercados.

Los objetivos para 2026 en Iberia y América Latina son concretos. SL Rack apunta a ejecutar al menos 70 MW, articulando instalaciones adaptadas a las necesidades del modelo agrovoltaico.

“En Europa, y principalmente en el mercado español, el próximo año volveremos a hablar de proyectos utilities que se han dejado de hacer. Los cuales apuestan mayoritariamente por seguidores”, analizó el referente de SL Rack.

Además, destacó que durante el segundo semestre de 2025 ya observan un repunte en el autoconsumo industrial, un segmento donde están trabajando activamente y en el que proyectan expectativas aún mejores para 2026.

Óscar Rubio contó su historia en una entrevista realizada durante Future Energy Summit, la gira de eventos líder en Latinoamérica y España tiempo atrás que Energía Estratégica vuelve a compartir.

Nuevo desarrollo: SL Track, la apuesta técnica para agrovoltaica

Con este panorama, la compañía eligió GENERA para presentar su nuevo desarrollo: el seguidor SL Track, una estructura diseñada para responder a los requerimientos técnicos del modelo agrovoltaico. Se trata de un diseño monoposte que permite una inclinación de hasta 90 grados, lo que mejora la eficiencia solar y optimiza el uso agrícola del suelo.

“Somos el único fabricante que puede ofrecer esa inclinación con un sistema de disco que garantiza una fijación absoluta en cada posición”, explicó Rubí González. Esta característica permite enfrentar con seguridad las condiciones de viento extremo, especialmente en zonas como el Caribe.

La solución es compatible con configuraciones 1P y 2P, adaptándose a cualquier tipo de terreno y manteniendo costes de mantenimiento bajos. Además, la compañía ofrece esquemas de producción flexibles, con fabricación 100 % europea o 100 % china, según el tipo de proyecto.

La estructura admite rotación de hasta 90° en menos de seis minutos, con un rango de movimiento total de 153°. Su diseño premontado y compacto permite un montaje ágil, y es apta para terrenos con inclinaciones de hasta 10°. Cada fila integra motores de 300 W, control inteligente, comunicación inalámbrica y funciones específicas para nieve, tormenta y mantenimiento.

Ficha técnica del producto: https://www.sl-rack.es/fileadmin/user_upload/downloads/Datenblaetter/SL_Tracker/SL_Rack_Tracking_System-Ficha_tecnica-ES.pdf

Como detalle distintivo, la empresa también produce su propia cerveza artesanal, lo que refuerza su identidad de marca y genera cercanía con el cliente en ferias y eventos.

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El BID advierte: «América Latina pierde USD 7000 millones al año por falta de redes eléctricas modernas»

América Latina y el Caribe enfrentan un desafío estructural: la energía renovable crece, pero la red eléctrica no acompaña. En 2024, se vertieron más de 53.000 GWh por falta de capacidad para evacuar la generación, lo que equivale al 3,2% de toda la electricidad producida en la región. Esos vertimientos significaron una pérdida directa cercana a los USD 7.000 millones. Energía limpia, generada y pagada, que nunca llegó a los usuarios.

Esta situación está lejos de ser excepcional. Con la electrificación del transporte y la industria en marcha, las renovables en expansión y los eventos climáticos extremos más frecuentes, la red ya no es solo un canal de conexión: es el corazón del sistema energético. Pero ese corazón está saturado.

Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) plantea que la infraestructura de transmisión debe ser tratada como una política de desarrollo, no solo como un componente técnico del sistema. Las demoras en ejecución, la falta de planificación anticipada y la rigidez de los marcos regulatorios están frenando inversiones y comprometiendo objetivos climáticos.

Para enfrentar este cuello de botella, el estudio recomienda una transformación profunda en la forma de planificar. Se propone dejar atrás los esquemas lineales y centralizados, y avanzar hacia modelos de planificación resiliente, multisectorial y con visión territorial. Esto incluye anticiparse a la demanda futura, incorporar criterios climáticos y articularse con autoridades ambientales, financieras y sociales desde el inicio de los proyectos.

Además, pone sobre la mesa soluciones tecnológicas concretas que hoy están subutilizadas. Las llamadas Grid Enhancing Technologies (GET) —como sensores, automatización y controladores de flujo— pueden aumentar la capacidad de las líneas existentes sin necesidad de grandes obras. Son más rápidas de implementar y menos conflictivas desde el punto de vista ambiental y social. Sin embargo, los marcos regulatorios actuales no las consideran parte de los planes de expansión, lo que desalienta su adopción.

El salto de escala en la red necesita respaldo financiero. Según el informe, la región debería invertir entre USD 6000 y 8000 millones por año hasta 2030 para sostener el crecimiento renovable. A 2050, esa cifra podría triplicarse. Pero los niveles actuales están muy por debajo: en 2022 se movilizaron apenas USD 3300 millones para transmisión.

El problema no es solo fiscal. El modelo de negocio de la transmisión no está atrayendo capital privado, en parte porque los ingresos no son previsibles, los procesos licitatorios son lentos y los esquemas de remuneración siguen anclados en la infraestructura física, sin premiar eficiencia ni desempeño. El BID propone actualizar estos marcos, incorporar mecanismos de mitigación de riesgo y aprovechar instrumentos financieros climáticos.

A esto se suman los cuellos de botella normativos. El licenciamiento ambiental y social sigue siendo uno de los grandes desafíos. La falta de digitalización, los trámites redundantes y la baja capacidad técnica de las autoridades generan incertidumbre jurídica, desincentivan inversiones y dilatan obras clave. Según el estudio, hay oportunidades claras para acelerar sin comprometer estándares, a través de procesos más transparentes, reglas claras y participación temprana de las comunidades.

Por último, el informe pone el foco en la integración energética regional. Conectarse entre países no es solo una cuestión de eficiencia: es una garantía frente a los riesgos climáticos y una herramienta clave para reducir costos. Se estima que una mayor interconexión permitiría bajar hasta un 15% el costo de generación regional. Pero hoy, los avances son marginales. Faltan planificación coordinada, reglas armonizadas y voluntad política.

“Los intercambios transfronterizos se convierten en un componente clave no solo para la eficiencia económica sino para la seguridad energética y la resiliencia del sistema”, advirtieron los autores del informe.

Más allá del diagnóstico, el mensaje es claro: sin transmisión, no hay transición. El informe concluye que invertir en redes no debe verse como un gasto sectorial, sino como una apuesta estructural por un desarrollo económico resiliente, equitativo y territorialmente integrado. La pregunta es si los gobiernos y reguladores de la región están listos para tratar a la red como lo que es: la columna vertebral de la energía del siglo XXI.

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SISENER combina hibridación inteligente y digitalización para liderar proyectos renovables

SISENER participa en la edición 2025 del PV Book, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, con una propuesta tecnológica orientada a resolver los desafíos estructurales de la industria renovable: intermitencia, eficiencia, integración y rendimiento operativo. Con sede en Zaragoza y más de 250 profesionales, la firma española combina su historial como ingeniería energética con soluciones específicas para la nueva etapa de crecimiento renovable global.

El corazón de su propuesta es el diseño de sistemas híbridos inteligentes que integran tecnologías como fotovoltaica, eólica, BESS e incluso hidrógeno verde, ajustándose al potencial energético disponible en cada emplazamiento. Este enfoque permite configurar soluciones adaptadas a entornos con demanda de alta confiabilidad, donde la energía renovable debe operar de forma continua, predecible y segura.

Entre sus principales aplicaciones se destacan los sistemas aislados y los proyectos conectados a red —ya sea en ámbitos industriales o de gran escala—, aportando soluciones donde la integración tecnológica sea clave para reducir emisiones, minimizar interrupciones y mejorar la cobertura energética. El diseño personalizado permite ajustar el tamaño y configuración de las plantas de acuerdo con la disponibilidad de recursos y las necesidades de cada cliente.

Además, la compañía destaca por ofrecer una alta eficiencia y confiabilidad operativa, reduciendo tanto el CAPEX como el OPEX, al mismo tiempo que simplifica la integración con tecnologías emergentes como el hidrógezno verde y sistemas de respaldo.

Uno de los desarrollos más diferenciales de SISENER es SAGLAN, una plataforma all-in-one diseñada en conjunto con SAROEN, pensada para gestionar de forma integral plantas solares, eólicas y de almacenamiento, tanto en la etapa de construcción como en la de operación y mantenimiento (O&M).

Durante la obra, SAGLAN permite un seguimiento detallado del progreso mediante gemelo digital, lo que mejora la planificación, optimiza el uso de recursos y reduce costos asociados a demoras o sobredimensionamientos. En operación, emplea analítica avanzada basada en inteligencia artificial, lo que permite realizar ajustes proactivos y tomar decisiones con base en datos propios, mejorando el rendimiento general del activo.

La plataforma representa una respuesta concreta a la necesidad de contar con herramientas digitales que permitan controlar en tiempo real el comportamiento técnico y económico de cada planta, dotando al desarrollador de mayor autonomía y visión estratégica sobre su operación.

SISENER también incorpora modelización eléctrica avanzada para garantizar que cada planta opere de manera armónica con la red eléctrica. Esto incluye evaluaciones de impacto, coordinación de protecciones, análisis de flujos de carga y dimensionamiento óptimo, lo que permite optimizar los componentes técnicos, evitar errores de diseño y reducir pérdidas eléctricas.

Este tipo de modelado no solo evita sobrecostos por sobredimensionamiento, sino que también contribuye a elegir de forma precisa los equipos que deben instalarse, lo que impacta directamente en el rendimiento final del proyecto. A su vez, permite realizar estudios de expansión y refuerzo de redes, aportando un valor añadido para los desarrolladores que buscan proyectar crecimiento a mediano y largo plazo.

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México presentó su hoja de ruta climática hacia 2035: ¿podrá alcanzar el 43% de generación limpia?

El Gobierno Federal, a través de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), presentó la “Actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional 3.0” (NDC 3.0), que establece los compromisos de México ante el Acuerdo de París para enfrentar la crisis climática: alcanzar un l 38.5 % de generación eléctrica por fuentes limpias en 2030 y 43.3 % para 2035.

Para ello, se proyecta que entre 2025 y 2030, cerca del 70 % de la nueva capacidad instalada provenga de energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, acompañada de almacenamiento e infraestructura moderna.

La estrategia se sustenta en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030, que incluye la ejecución de 21 nuevos proyectos de generación, distribuidos en siete parques eólicos, nueve solares y cinco de ciclo combinado, además de una serie de desarrollos tecnológicos en baterías y sistemas de almacenamiento.

La inversión pública para este plan asciende a 8177 millones de dólares estadounidenses, destinados a 275 nuevas líneas de transmisión y 524 obras adicionales en subestaciones eléctricas, lo que permitirá fortalecer la Red Nacional de Transmisión y mejorar la calidad y cobertura del servicio. Con estas obras, se estima que se beneficiarán 50 millones de personas en diferentes regiones del país.

Además de ampliar la generación limpia, la NDC 3.0 enfatiza la necesidad de retirar progresivamente las centrales convencionales de bajo desempeño ambiental, como parte de una transición justa. El documento señala que se desarrollará un plan para la sustitución estratégica de centrales termoeléctricas, que incluirá la remediación de suelos contaminados, el manejo seguro de materiales peligrosos y garantías para la seguridad del personal y las comunidades.

Identificar oportunidades para la sustitución progresiva del combustóleo por gas en la generación de electricidad” es una de las acciones contempladas, en línea con la necesidad de disminuir la intensidad de carbono del sistema.

En paralelo, se impulsa la generación distribuida como vía para descentralizar la producción de energía y empoderar a las comunidades. La NDC establece metas concretas para incrementar esta tecnología en usuarios comerciales y residenciales de baja tensión. Esta estrategia se complementa con un programa de instalación de paneles solares para viviendas en el norte del país, enfocado en la democratización del acceso a energías limpias.

En el marco del Plan México, se integrará un portafolio inicial de 100 proyectos orientados a la ampliación y modernización de la red eléctrica. A su vez, se implementarán programas de acceso universal a la energía, con el fin de llevar electricidad a más de 500,000 hogares para 2030 y alcanzar una cobertura nacional del 99 %.

La dimensión industrial también ocupa un lugar central en la estrategia nacional. La NDC 3.0 propone mejorar el desempeño ambiental del sector productivo mediante medidas como la electrificación de procesos industriales, el uso de fuentes biogénicas y combustibles alternativos, y el fortalecimiento de la eficiencia energética y la circularidad de materiales.

El Gobierno subraya que estas transformaciones se llevarán a cabo en estrecha colaboración con el sector privado, promoviendo la modernización tecnológica e impulsando soluciones innovadoras que contribuyan a reducir la huella ambiental.

Además, el plan advierte que México está aumentando a una tasa de 3.2 ºC por siglo, más rápido que el promedio mundial, lo cual representa una llamada de atención para actuar con urgencia. En ese sentido, la transición energética se presenta no solo como una medida climática, sino también como motor de desarrollo económico, justicia social y soberanía energética.

En conjunto, la NDC 3.0 articula una política climática que apuesta por un modelo energético renovable, inclusivo y tecnológicamente avanzado. Con metas concretas, inversiones claras y una visión de largo plazo, México reafirma su compromiso por la transición energética.

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Celaris avanza en la construcción del mayor parque eólico de Arequipa en Perú

 Los 37 aerogeneradores de última tecnología que conformarán el parque eólico Caravelí, el más grande de la región Arequipa, llegaron al Perú desde China y México hasta el puerto de Paracas, informó la compañía Celaris Energy. 

La CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, señaló que el proyecto avanza conforme al cronograma establecido y ha superado el 56 % de ejecución, consolidándose como la iniciativa de generación eólica de mayor escala en Arequipa. La ejecutiva indicó que este arribo refleja el compromiso de la compañía con el desarrollo de infraestructura renovable de gran escala y alto impacto bajo estándares internacionales, contribuyendo de manera decisiva a la transformación estructural del sistema energético peruano.

“Esta operación constituye un desafío logístico de alta complejidad, debido al traslado de componentes de gran dimensión a lo largo de más de 342 kilómetros de rutas con condiciones geográficas y operativas heterogéneas. Su ejecución ha demandado una planificación detallada, una articulación interinstitucional eficiente y la aplicación de capacidades técnicas especializadas necesarias para desarrollar infraestructura renovable de gran escala, como lo es Caraveli”, resaltó Matto.

La ejecutiva señaló que el proyecto ubicado en el distrito de Lomas, provincia de Caravelí es uno de los desarrollos de energía renovable en ejecución más relevantes en el Perú, pues demandará una inversión de alrededor US$ 240 millones, para lograr una capacidad instalada de 218 MW, lo que permitirá una generación estimada mayor a los 600 GWh anuales. 

“Este hito marca una nueva etapa en la diversificación de la matriz energética del Perú, impulsando un modelo más limpio, competitivo y alineado con los objetivos de descarbonización nacional. Para nosotros, es motivo de orgullo aportar al desarrollo del Perú con infraestructura moderna y sostenible, capaz de generar valor económico, social y ambiental en el largo plazo”, afirmó Matto.

Finalmente, la CEO de Celaris Energy destacó que el parque eólico Caravelí operará con energía certificada bajo el estándar International Renewable Energy Certificate (I-REC), un sello reconocido a nivel global que acredita el origen 100 % renovable de la generación eléctrica. Esta certificación respalda la trazabilidad y transparencia del proceso, garantizando que cada megavatio producido proviene de fuentes limpias y está libre de emisiones de gases de efecto invernadero, reafirmando así el compromiso de la compañía con una operación responsable y sostenible.

Datos:

  • En 2025, Perú cuenta con 10 parques eólicos en operación, que en conjunto suman una capacidad instalada de 1.015 MW.
  • Estas centrales eólicas se ubican principalmente en la costa y sierra del país, en regiones como Ica, La Libertad, Piura y Arequipa.
  • La energía eólica aporta 6,5 % de la matriz eléctrica nacional.
  • El Perú tiene un potencial eólico de 20 GW, del cual solo se aprovecha el 5 %.

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Aelēc advierte que sin inversión urgente en redes de distribución no será posible cumplir con la transición energética

El sistema eléctrico atraviesa una evolución sin precedentes, impulsado por dos transformaciones simultáneas: la penetración masiva de recursos distribuidos, que exige una operación mucho más compleja con un papel central de la digitalización, y un aumento histórico de la demanda eléctrica que se evidencia por el aumento de las solicitudes de acceso y conexión. Este es el contexto que han descrito los participantes en la jornada organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc) en Genera 2025.

La presidenta de aelēc, Marina Serrano, inauguró la jornada subrayando que vivimos un momento crítico para el éxito de la transición energética. A continuación, consultores de EY y del IIT presentaron un estudio que proyecta la demanda eléctrica y las necesidades de inversión en redes de distribución en España para la próxima década.

El informe señala que la demanda podría crecer entre un 33% y un 54% en 2030 respecto a 2025, impulsada por la electrificación industrial, el vehículo eléctrico y nuevas demandas, como las de los centros de datos. A su vez, las necesidades de inversión en red se sitúan entre los 4.500 y 6.300 millones de euros anuales a 2030, niveles de inversión coherentes con el límite establecido en el proyecto de Real Decreto del Gobierno anunciado en septiembre.

La primera mesa de debate, ‘Electrificación y redes: un binomio para el crecimiento económico’, permitió a la industria y a los centros de procesamiento de datos (Pedro González, Director General de AEGE y Begoña Villacís, Directora Ejecutiva de Spain DC) exponer el desafío que supone para su competitividad el acceso y conexión a las redes. Las distribuidoras, por su parte, representadas en esta mesa por Irene Bartol, Secretaria General de ASEME y Marta Castro, Directora de Regulación de aelēc, subrayaron que la electrificación sólo será viable si se acometen inversiones urgentes en digitalización y refuerzos de capacidad.

Asimismo, insistieron en que más del 80% de los nudos de distribución están saturados y que, sin un marco retributivo alineado con la realidad inversora no será posible absorber nuevas cargas industriales, almacenamiento, autoconsumo ni puntos de recarga. Asimismo, destacaron la importancia de una planificación ágil, de eliminar cuellos de botella administrativos y de avanzar en mecanismos que permitan ordenar y priorizar las solicitudes de acceso y conexión. 

En la segunda mesa, ‘Integración de las renovables y seguridad de suministro’, almacenistas, distribuidores y productores coincidieron en que la seguridad del suministro es pieza clave para mantener el impulso de las energías renovables. También resaltaron la necesidad de dotar al sistema de los medios técnicos y regulatorios que faciliten el control de tensión y garanticen una operación segura y eficiente. Participaron la Subdirección General de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica, AEPIBAL, CIDE, APPA y aelēc. 

José María González Moya (APPA) puso de manifiesto la necesidad de ser diligentes en habilitar a las renovables para que puedan aportar control dinámico de tensión. De hecho, afirmó que desde APPA han propuesto medidas al Operador del Sistema para agilizar la acreditación de las instalaciones. Néstor Cortés (Subdirector General Adjunto de Energía Eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico) destacó que en el corto plazo las prioridades regulatorias deben centrarse en el adecuado funcionamiento de los servicios de balance con el fin de asegurar la estabilidad operativa del sistema. En el medio y largo plazo, subrayó la necesidad de reforzar la flexibilidad y la firmeza del mix energético.

Asimismo, apuntó la conveniencia de avanzar en el diseño de un mercado de capacidad que actúe como complemento del mercado de energía, aportando señales de inversión sólidas y de largo plazo que garanticen la rentabilidad y la adecuada cobertura de capacidad. Todo ello, con el objetivo último de preservar la seguridad de suministro, asegurando al mismo tiempo la plena coherencia con la política energética y los objetivos de transición ecológica. 

Desde AEPIBAL, Luis Marquina destacó el papel creciente del almacenamiento como herramienta estructural para la seguridad de suministro y para la integración eficiente de renovables, señalando que la falta de mercados de capacidad bloquea el despliegue del almacenamiento. Además, comunicó la necesidad de agilidad el proceso de permitting. Por su parte, Leonardo Hervás, de CIDE, apuntó que la integración segura del volumen de renovables previsto exige que la red disponga tanto de infraestructura física como de capacidades operativas avanzadas. La digitalización es básica para las redes, aporta visibilidad de la red y habilita la flexibilidad tanto propia del distribuidor como de usuarios a la red, por lo que da un plus de capacidad sólo por existir. 

Finalmente, Marta Castro, de aelēc, señaló que el control dinámico de tensión es una asignatura pendiente y subrayó la necesidad de implementar sin demora el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a las renovables contribuir de forma activa a la estabilidad del sistema. Adicionalmente, tanto la puesta en marcha del P.O. 7.4 como el cumplimiento de la planificación de herramientas de control de tensión por parte del Operador del Sistema es esencial para reducir al mínimo la operación reforzada, que encarece los costes del sistema y limita la integración renovable.

El encuentro ha servido para que aelēc y el resto de entidades y asociaciones participantes hayan podido ratificar la importancia del diálogo entre todos los agentes como palanca indispensable para una transición energética sólida y competitiva.

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Growatt pisa fuerte en Latinoamérica con soluciones solares para reducir OPEX y escalar proyectos

Con una trayectoria consolidada en energías renovables, Growatt integra el PVBook 2025, el catálogo digital de Energía Estratégica que reúne a los principales actores del sector solar. En este espacio, la compañía presenta una oferta compuesta por microinversores monofásicos, inversores string trifásicos y baterías de litio LFP, pensada para atender las necesidades del segmento residencial y comercial con equipos de alto rendimiento, eficiencia y respaldo técnico.

El enfoque de Growatt se orienta a la eficiencia energética, la compatibilidad con múltiples configuraciones y la certificación internacional de sus tecnologías.

En el segmento de microinversores, la compañía ofrece el NEO 2500M-X2, un equipo monofásico con potencia nominal de salida de 2.5 kW, diseñado para operar en un rango de voltaje de entrada de 16 a 60 V. Este modelo soporta una corriente máxima de entrada de 18 A y un rango MPPT de 16 a 55 V, logrando una eficiencia máxima del 96.5% y una eficiencia MPPT del 99.5%. Está optimizado para instalaciones solares distribuidas, ofreciendo seguimiento MPPT independiente por módulo y una arquitectura de fácil integración.

Para proyectos comerciales, Growatt presenta el MID 30-50KTL3-X2, un inversor string trifásico con versiones de 30 kW a 50 kW. Este modelo admite un rango de voltaje de entrada de 200 a 1100 V, con un rango de operación MPPT entre 200 y 1000 V. Soporta corrientes máximas de 32 A o 48 A, con hasta 4 MPPTs, y alcanza una eficiencia máxima del 98.8%, con una eficiencia MPPT del 99.9%. Su diseño robusto y su flexibilidad de configuración lo convierten en una opción confiable para sistemas de mayor escala.

En almacenamiento, la firma destaca la batería Hope 5.0L-B1, una unidad de litio tipo LFP con capacidad nominal de 5.0 kWh y voltaje de 51.2 V. Está diseñada para conexión en paralelo, con más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. Su corriente máxima de carga es de 100 A, y cuenta con certificaciones IEC 62619, UN38.3 y RoHS. Sus dimensiones compactas (440 × 480 × 130.5 mm) y peso de 43+2 kg facilitan su instalación en espacios reducidos.

Estas soluciones están pensadas para integrarse de manera versátil en instalaciones de distinta escala, ofreciendo fiabilidad operativa, eficiencia energética y compatibilidad con los requerimientos técnicos del mercado latinoamericano.

Reconocimientos internacionales y posicionamiento regional

En 2024, Growatt fue reconocida por S&P Global como proveedor Tier 1 de inversores fotovoltaicos, una distinción que considera la solidez financiera y la participación en proyectos bancables. Asimismo, recibió por octavo año consecutivo el premio Top Brand PV de EUPD Research, basado en encuestas realizadas a distribuidores e instaladores en seis mercados, incluyendo América Latina.

Su participación en el 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo también reflejó su compromiso con la transición energética, presentando soluciones orientadas a la optimización del consumo y la reducción de la dependencia de la red mediante el almacenamiento inteligente.

La presencia en el PVBook 2025, junto a su reconocimiento global y su portafolio tecnológico actualizado, refuerzan el rol de Growatt como un proveedor estratégico para proyectos solares en la región. Su propuesta combina eficiencia, certificaciones internacionales y adaptabilidad, elementos clave para el desarrollo sostenido del mercado fotovoltaico latinoamericano.

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Quedan pocos días para FES Chile: los líderes del sector renovable y storage se reunirán en Santiago

Queda menos de una semana para Future Energy Summit (FES) Chile. La ciudad de Santiago será sede por cuarto año consecutivo de la gira de encuentros de profesionales del sector, consolidando su posición como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables y almacenamiento energético.

Bajo la premisa Renewables & Storage, la agenda reunirá a las empresas más influyentes del sector, autoridades de alto rango y actores clave que delinean las decisiones estructurales de inversión y desarrollo en América Latina. De modo que se esperan cientos de participantes y una destacada agenda de networking, donde representantes del sector público y privado intercambiarán posiciones técnicas, regulatorias y de mercado.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Uno de los momentos más esperados será el panel de CEOs titulado “Visión de los grandes inversionistas del sector energético del Cono Sur”, que reunirá a máximos referentes corporativos para compartir su perspectiva sobre el desarrollo renovable y la integración de sistemas de almacenamiento en la región. Participarán:

  • Juan Villavicencio – CEO – ENGIE Chile
  • Gianluca Palumbo – CEO – Enel Chile
  • Joan Leal – CEO – EDF Power Solutions Chile
  • Jaime Toledo – CEO Sudamérica – Acciona Energía
  • José Ignacio Escobar – CEO – Colbún
  • Moderadora: Fernanda Varela– Directora Ejecutiva – Agencia Polux Comunicaciones

Además, se destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile, quien asistirá al desayuno exclusivo de networking VIP del segundo día del evento, espacio reservado para encuentros de alto nivel entre funcionarios y ejecutivos del sector privado.

El funcionario de la cartera energética chilena se encargará de la apertura de la Experiencia BESS, tecnología que gana protagonismo como pilar operativo de la transformación energética regional, siendo Chile pionera en la materia con más de 1800 MW operativos y la proyección de superar los 8 GW en 2027, que le permitiría anticiparse a metas oficiales.  

Este crecimiento no solo es técnico: también empieza a mostrar resultados económicos concretos. Según fuentes oficiales, la incorporación de baterías ya permitió reducir en hasta USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones del sistema eléctrico, un dato que reconfigura las proyecciones de rentabilidad para los nuevos desarrollos.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

El diálogo público-privado continuará durante FES Chile, con un panel de apertura en el segundo día, en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que abordará la visión energética de los gobiernos del Cono Sur, con la participación de:

  • Mauricio Bejarano – Viceministro de Minas y Energía – Paraguay
  • María Helena Lee – Jefa División Planificación Estratégica – Ministerio de Energía de Chile
  • Agustín González – Gerente de Eficiencia Energética – Dirección Nacional de Energía Uruguay
  • Antonio Milanese – Subsecretario de Transición y Planeamiento Energético – Argentina
  • Andrés Rebolledo – Secretario Ejecutivo – OLADE

Otro foco de análisis será el avance de las licitaciones a nivel regional. Por lo que los procesos tendrán un rol clave en la discusión sobre la evolución del mix energético, la bancabilidad de nuevos contratos y la participación de tecnologías de almacenamiento en el sistema.

La edición 2025 de FES Chile también estará respaldada por un sólido grupo de empresas patrocinadoras. Se destacan Sungrow; CATL (firma que será Storage Elite Partner de FES), JA Solar, Huawei Trina Solar, NextPower y empresas como Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex, Black & Veatch, Solar Steel, Elecnor Chile y Siemens.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

A ellos se suma el acompañamiento de BLC Power Generation, Forbis, Alurack, Great Power y Generadora Metropolitana, como también aliados estratégicos como GPM, Agencia Pólux, ACERA, OLADE y Generadoras de Chile.

Además, el evento también reafirmará su identidad institucional y compromiso con la equidad. Y cabe recordar que en 2024, Future Energy Summit fue distinguido con el sello «Las Mujeres Suman», otorgado por el Ministerio de Energía de Chile, en reconocimiento a su impulso por la igualdad de género en la industria. 

FES es liderado por un equipo multicultural, integrado mayoritariamente por mujeres profesionales, que trabajan por acelerar la transición energética en América Latina desde una visión técnica e inclusiva.

Con entradas disponibles y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube, FES Chile será el escenario donde se construyan acuerdos, se analicen políticas de largo plazo y se tracen las estrategias que guiarán el futuro energético del Cono Sur.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

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Venios participa en la ENLIT Europe 2025 como expositor en el Pabellón Alemán

Venios tiene en la Enlit Europe 2025 en sala 5 su stand 5.D90e en el Pabellón Alemán. La feria tiene lugar en el Bilbao Exhibition Center del 18 al 20 de noviembre de 2025, para conectar, inspirar y evolucionar.

La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes.

 Venios está presente en dicha feria para los operadores de las redes eléctricas de distribución de España y otros países europeos, así como para expertos e interesados de en las redes eléctricas inteligentes del futuro. En el marco de la feria estén presentes por parte de Venios durante los tres días de la feria: Dr. Michael Schöpf – Business Development Manager, y Tobias Gierling – Sales Manager LATAM & IBERIA.

Contacto para más información:

Tobias Gierling, gerente de Ventas LATAM & IBERIA de Venios GmbH: Venios.NET

M: +49 173 4234024

tobias.gierling@venios.de

Venios GmbH

Desde 2012, Venios GmbH desarrolla soluciones de software innovadoras como empresa tecnológica, especialmente para la gestión eficiente de los nuevos retos en el suministro de energía. La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes. Venios ha recibido varios premios por sus enfoques innovadores y desarrolla su actividad a escala internacional.

Venios.NET ya se utiliza en más de 80 aplicaciones en diversos operadores de redes de distribución de cuatro países europeos, así como en Australia y la India. Argentina y Colombia son los primeros mercados de aplicación en América Latina.

www.venios.de

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FES Chile reunirá a ex ministros y autoridades de gobierno que definen el rumbo energético del Cono Sur

Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile con la cuarta edición del encuentro más relevante del sector energético en Hispanoamérica. La cita se realizará el 26 y 27 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago y contará con la presencia confirmada de exministros, funcionarios en ejercicio y altos cargos técnicos de los principales gobiernos del Cono Sur,

El evento tendrá transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y, entre los paneles de alto nivel, se destacan los espacios coorganizados junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), donde se abordarán los desafíos institucionales, regulatorios y financieros de la transición energética en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

Durant la primera jornada, se desarrollará un panel de cierre con la participación de los ex ministros de Energía de chile, Claudio Huepe (ocupó el cargo entre marzo y septiembre de 2022), Juan Carlos Jobet (se desempeñó entre junio 2019 y marzo 2022), y Carolina Zelaya, ex Secretaria Ejecutiva (S) de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La conversación, denominada “Prioridades de política pública en materia energética para el futuro Gobierno”, será moderada por Andrés Rebolledo, actual Secretario Ejecutivo de OLADE y también exministro de Energía de Chile, por lo que pondrá foco en los próximos pasos que debiera dar el país para avanzar hacia una matriz más limpia. 

La particularidad es que FES Chile se desarrollará apenas diez días después de las elecciones presidenciales y parlamentarias, marcando una instancia estratégica para analizar las propuestas energéticas de los distintos espacios políticos que aspiran a gobernar el país entre 2026 y 2030.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por otro lado, la segunda jornada del encuentro estará centrada en el almacenamiento con baterías, bajo la premisa #ExperienciaBESS, con un desayuno de networking VIP que abrirá el día junto a Luis Felipe Ramos Barrera, actual subsecretario de Energía de Chile

Luego será el momento del Panel 1, titulado «La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur», donde se darán cita Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay; Agustín González, gerente de Eficiencia Energética de la Dirección Nacional de Energía de Uruguay; y Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético de Argentina, nuevamente con moderación de Andrés Rebolledo.

El evento también coincide con un punto de inflexión en el despliegue de sistemas de almacenamiento en la región, de modo que Latinoamérica y el Caribe ya superó los 3 GW de capacidad instalada, impulsada principalmente por sistemas electroquímicos que representan el 60% del total.

ENTRADAS DISPONIBLES

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1800 MW de capacidad BESS en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de su meta oficial fijada para 2030.

Y si se suman los proyectos en construcción, la capacidad BESS instalada en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que superaría ampliamente el objetivo de 6 GW al año 2050.

Es decir que será una de las grandes temáticas que se abordarán durante FES Chile, el encuentro que se posiciona como una plataforma esencial para el debate técnico, el análisis político y la articulación empresarial. 

Por lo que las principales empresas de energías renovables, junto a autoridades de primer nivel, se congregarán en Santiago para delinear las tendencias y decisiones que definirán la transición energética en los próximos años.

ENTRADAS DISPONIBLES

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Seis empresas compiten por 1680 GWh en la Licitación de suministro de corto plazo de Chile

La licitación de suministro 2025/01 de Chile sólo atrajo el interés de seis empresas generadoras para abastecer los consumos eléctricos de los clientes regulados entre 2027 y 2030. 

Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy presentaron sus ofertas administrativas y económicas el pasado viernes durante el acto llevado a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y compiten por los 1680 GWh, segmentado en cuatro bloques zonales (norte, centro, centro-sur y sur), y distribuidos en tres bloques horarios. 

“La recepción de propuestas en esta licitación de corto plazo refleja el interés de los actores del mercado por participar en un proceso competitivo y transparente”, manifestó el secretario ejecutivo (s) de la CNE, Mauricio Funes, tras la presentación de las ofertas. 

La licitación de suministro 2025/01 volvió a tener baja competencia a comparación de convocatorias pasadas, aunque sí mantuvo la misma tendencia que se vio en la subasta del 2023 (la misma fue la más baja desde 2013 con sólo 5 oferentes) a pesar de las expectativas existentes en aquel entonces. 

Es decir que se esta licitación será la segunda con menor cantidad de participantes en lo que va de la última década, aunque cabe aclarar que tiene diversas particularidades con respecto a otros llamados y que realiza en un contexto electoral, marcado por vertimientos energéticos, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.

Incluso, la magra competitividad ya había sido anticipada por Energía Estratégica (ver nota), considerando que se trata de una licitación de corto plazo y desde el sector auguraron que los PPAs no estarían apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes

Es decir que se pronosticó que los players naturales serían comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte. 

¿Quiénes son los oferentes? 

Colbún es uno de los players recurrentes del mercado renovable, de manera que participa con un portafolio diversificado de más de 5000 MW distribuidos en 29 centrales de generación en Chile y Perú. 

Y entre sus hitos recientes se encuentra la operación del parque Diego de Almagro Sur y la entrada en funcionamiento del parque eólico Horizonte, el más grande de Chile, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta.

Guacolda Energía, por su parte, cuenta con más de 30 años de experiencia en generación termoeléctrica en Chile. La compañía opera una central con cinco unidades instaladas entre 1995 y 2015, y desde 2021 pertenece a Capital Advisors, tras adquirirla a AES Andes. La propiedad se gestiona mediante El Águila Energy, sociedad chilena creada por Global Infrastructure Partners.

BTG Pactual, firma vinculada al banco brasileño homónimo, se presenta como otro actor internacional en competencia. También participa Evol Energy, el negocio eléctrico de Lipigas, orientado a clientes libres con potencia conectada superior a 300 kW. 

Por el lado de Enel, vuelve a competir en una convocatoria de esta índole tras haber sido la gran ganadora del proceso 2023/01 cuando se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.

Mientras que la española Grenergy completa el grupo de oferentes. Fundada en 2007, esta multinacional desarrolla y opera proyectos solares fotovoltaicos y de almacenamiento, a tal punto en Chile, avanza con la planta híbrida Monte Águila en la Región del Biobío, que contará con 340 MW solares y 960 MWh de almacenamiento, dentro de su plataforma Oasis Central, que proyecta 1,1 GW solares y 3,8 GWh de almacenamiento. 

Próximos pasos

De acuerdo con el programa definido en la Licitación de Suministro 2025/01, la apertura y evaluación de sobres A (ofertas administrativas y técnicas) se realizará el martes 25 de noviembre. En tanto que la apertura de ofertas económicas, con el detalle de las seis empresas interesadas y los precios bloque por bloque, tendrá lugar el viernes 5 de diciembre.

La adjudicación llegará el jueves 11/12, pero en caso de requerirse una segunda etapa de la subasta, se hará un día después, es decir el 12 de diciembre del presente año. Por lo que resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en Chile. 

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Guatemala relanzará la PET-3 y prepara nuevas licitaciones para reforzar la red de transmisión en 2026

Tras el cierre del proceso de licitación de transmisión PET-3, el Ministerio de Energía y Minas debe trabajar en la preparación del lanzamiento de nuevas licitaciones de transporte eléctrico con el objeto de fortalecer la infraestructura de transmisión y garantizar el desarrollo de la red eléctrica guatemalteca.

Durante el proceso PET-3, la única oferta presentada no completó los requisitos de la evaluación técnica por fallas documentales. Sin más oferentes en competencia, el proceso fue declarado desierto, lo que abre la oportunidad de replantear las condiciones de licitación para atraer una mayor participación.

“No se logró la adjudicación de los proyectos, y el Ministerio deberá buscar los mecanismos idóneos para poder ejecutar las obras en el corto plazo”, sostuvo David Eduardo Cabrera Palomo, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE) en entrevista con Energía Estratégica.

Cabrera agregó que Guatemala cuenta con un marco jurídico sólido que contiene mecanismos que respaldan la expansión del sistema de transmisión eléctrica mediante diversas modalidades, por lo que resulta fundamental explorar alternativas que fortalezcan e incentiven la inversión en esta infraestructura.

El MEM ya trabaja en el relanzamiento de la PET-3, que podría incluir condiciones más favorables para atraer inversión privada y dinamizar la expansión del sistema. Desde el gremio, consideraron que este nuevo llamado debe impulsarse con celeridad y completarse con nuevas licitaciones —al menos tres— que permitan reordenar la planificación de transporte, recuperar los proyectos no adjudicados y responder a las necesidades que generará la PEG-5, prevista para el primer trimestre de 2026.

La planificación energética en Guatemala enfrenta una presión creciente. Según datos oficiales, el país deberá duplicar su red de transmisión en los próximos 20 años para sostener el ritmo actual de la demanda, que crece entre 5% y 6% anual, con zonas urbanas que ya muestran incrementos de dos dígitos. A ello se suman los efectos de la industrialización y urbanización, que seguirán impulsando el consumo, así como la necesidad de acelerar los planes de Electrificación Rural.

A corto plazo, la adjudicación de la PEG-5 derivará en la necesidad de obras de refuerzo en transmisión. Esto ya ocurrió con licitaciones anteriores, pero ahora los plazos están más ajustados. De hecho, uno de los lotes incluidos en la PET-3 estaba diseñado para atender las necesidades generadas por la PEG-4, adjudicada hace dos años. El desfase entre ambos procesos evidencia la urgencia de dinamizar el calendario de convocatorias.

Para mejorar la participación privada, AGTE recomendó rediseñar el reparto de riesgos. La PET-3 cargaba con una alta exposición para un solo actor, lo que redujo el atractivo de la convocatoria. La solución no implica que el Estado absorba ese riesgo, sino que desarrolle condiciones más equilibradas y predecibles para los oferentes.

“Creemos que, en la medida en que el riesgo se distribuya de manera más equitativa, los procesos de licitación serán más atractivos, fomentando una mayor competencia y generando condiciones que se traduzcan en mejores precios en las ofertas que se trasladarán a los usuarios finales”, explicó Cabrera Palomo. También sugirió dividir los proyectos en lotes más pequeños, de modo que más empresas calificadas puedan participar, elevando así las probabilidades de éxito.

En paralelo, el Ministerio deberá aprobar en enero el nuevo Plan de Expansión de Transmisión, con horizonte de urgencia a dos años y de planificación mínima a cinco. Este documento, obligatorio por normativa, servirá de base para definir las obras prioritarias. Una vez clasificadas como proyectos del sistema principal, el Estado podrá licitarlas formalmente.

Desde AGTE ya se presentó una propuesta de nodos críticos en los que se visualizan futuras limitaciones, elaborada a partir del monitoreo actual de la red. El listado es un insumo técnico que no reemplaza estudios formales, pero busca apoyar el trabajo del Ministerio y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, con el objetivo de que las necesidades del sector queden reflejadas en la planificación oficial.

“Esperamos que nuestras sugerencias puedan ser tomadas en cuenta en el documento final que debe presentarse en enero”, planteó Cabrera Palomo.

En todo caso, planificar no será suficiente si no se resuelven obstáculos estructurales. El avance de los proyectos de transporte eléctrico sigue condicionado por problemas de permisología, servidumbre y licencias municipales, que extienden los plazos de ejecución en múltiples frentes. Mientras estos cuellos de botella no se atiendan, el crecimiento del sistema de transporte eléctrico seguirá estancado en torno al 1,5% anual, muy por debajo de lo requerido para acompañar la expansión necesaria del sistema eléctrico del país.

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ACCIONA Energía instalará un proyecto BESS de 1 GWh en el desierto de Atacama

ACCIONA Energía anunció la construcción de un proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 1GWh de capacidad en su complejo fotovoltaico Malgarida (238MWp) en el desierto de Atacama en Chile.

Con puesta en marcha prevista a principios de 2027, será uno de los proyectos de almacenamiento en baterías más grandes de América Latina.

El sistema BESS tendrá 200 MW de potencia y 1 GWh de capacidad, lo que significa que podrá suministrar 200 MW de energía durante cinco horas. Esto permitirá almacenar, gestionar y despachar la energía fotovoltaica producida en Malgarida a distintas horas, garantizando que la energía limpia generada por la planta durante el día también pueda utilizarse por la noche. De este modo, el sistema contribuirá a reducir la dependencia de los combustibles fósiles y las emisiones de CO₂ asociadas.

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).

La compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en Chile. Aprovechando la importante reducción de costes y el gran potencial de la tecnología de almacenamiento, ACCIONA Energía impulsará un uso más eficiente de la abundante generación solar diurna del país, permitiendo que se utilice cuando la demanda energética lo requiera.

Los sistemas BESS a escala utility desempeñan un papel fundamental para facilitar la integración de las energías renovables, permitiendo el suministro de energía limpia durante los picos de demanda y fortaleciendo la seguridad del suministro eléctrico nacional.

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Gobierno de Colombia libera más de 5000 MW de la red para nuevos proyectos renovables

El Gobierno de Colombia, a través del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), liberó 5000 MW de capacidad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante los últimos tres años, una cifra que marca el mayor incremento de espacio disponible en la red eléctrica del país, depurando de la red proyectos inciertos.

De acuerdo con la UPME, hasta agosto de 2024 se habían depurado 54 proyectos de conexión que representaban 3155 megavatios (MW) de capacidad de generación eléctrica. Durante 2025 se sumaron 47 adicionales, con más de 1.400 MW, resultado de un proceso técnico y riguroso que evaluó el avance real de cada proyecto y su cumplimiento con la normativa vigente.

En total, 101 proyectos revisados permitieron recuperar cerca de 5000 MW, equivalentes al 25% de la capacidad eléctrica instalada del país. Este logro representa un hito para el sector energético colombiano, al liberar espacio en la red de aquellos proyectos que, luego de años, no avanzaron en su proceso de desarrollo. Esta depuración aunada a procesos de aplicación mucho más rigurosos permitirá el ingreso de nuevos proyectos de generación y consumo de energía limpia, fortaleciendo la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional y consolidando los avances hacia una Transición Energética Justa y sostenible.

El proceso fue coordinado por la UPME con el apoyo de XM, las empresas transportadoras de energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Las entidades identificaron proyectos que, pese a contar con aprobaciones previas, no registraban avances ni cumplían con los requisitos establecidos, lo que permitió recuperar capacidad ocupada y optimizar la operación del sistema eléctrico.

“Con esta liberación eliminamos cuellos de botella y abrimos espacio para nuevos proyectos de fuentes limpias, lo que contribuye a una red más segura y eficiente”, explicó Manuel Peña Suárez, director (e) de la UPME.

Esta medida se enmarca en el Plan 6 GW+, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía orientada a modernizar la red eléctrica, actualizar estudios técnicos y liberar capacidad comprometida en proyectos sin desarrollo.

Esta cartera aclaró que la liberación no afecta proyectos activos, sino que recupera espacio de iniciativas sin avances reales. El proceso mejora la transparencia en el sector y ofrece mayor certeza a inversionistas, comunidades y empresas.

“Durante la investigación exhaustiva descubrimos situaciones inaceptables: muchos proyectos con puntos de conexión asignados desde gobiernos anteriores no mostraban avances reales. Eran proyectos de papel, presentados solo en Power Point, que durante años bloquearon el ingreso de verdaderas soluciones energéticas al Sistema Interconectado Nacional. Adicionalmente, encontramos empresas que intentan acaparar la capacidad de transporte y los puntos de conexión en la red, presentando decenas e incluso cientos de aplicaciones de puntos de conexión”, afirmó el ministro Edwin Palma.

El funcionario agregó que “como no costaba nada el ingreso o la presentación de ese proyecto, pues era fácil hacer una suerte de carrusel en los puntos de conexión y nosotros tomamos una determinación con firmeza en este gobierno de liberar, entre antes de mi llegada y posterior a esta, cerca de cinco gigavatios de capacidad de puntos de conexión en nuestra red para que entren proyectos de verdad”.

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Solar Steel alcanza el 30% del market share en Perú y lo posiciona como su tercer destino global

Christopher Atassi Morales, CEO de Solar Steel, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Perú y aseguró que la compañía alcanzó más del 30% de participación de mercado en Perú, posicionando al país como su tercer destino más relevante a nivel global. “Somos líderes, es nuestro tercer mercado más importante”, manifestó el ejecutivo.

Este nivel de penetración responde a una trayectoria que comenzó en el país en 2012, cuando la empresa participó de los primeros proyectos solares a gran escala.

Atassi Morales recordó que “Tacna y Panamericana fueron dos de ellos, y los primeros en contar con trackers suministrados por nosotros. Ahí empieza nuestra relación con Perú y con el mercado fotovoltaico”.

Solar Steel ingresó al país con un suministro inicial de 40 MW, una cifra que, aunque hoy pueda parecer menor, representaba un hito en su momento. El ejecutivo apuntó que “en 2015, hablar de 40 megas era otra dimensión”. A modo de comparación, remarcó que dos años antes de eso, la planta más grande de Europa tenía apenas 26 MW.

Revive la entrevista completa con Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=3QG11FIi314 

Desde entonces, la presencia de la compañía se ha mantenido constante en el país, gracias a una estrategia basada en la cercanía con sus clientes y en la experiencia local acumulada. El CEO expresó que la relación con Perú se consolidó porque “a veces tienes feeling con un país, como es el caso con el mercado peruano”.

Mirando al futuro inmediato, la meta es ambiciosa: superar los 1.000 MW de suministro acumulado en 2025 en el país. Parte de ese crecimiento está vinculado al proyecto CSF Illa, que se posiciona como el más grande del país y uno de los de mayor escala en Latinoamérica. Este parque solar, de 472 MWdc (396 MWac), desarrollado por Inver Renewable Management, contempla el suministro por parte de SolarSteel de más de 6.800 seguidores solares 1P, que soportarán más de 740.000 módulos de alta potencia.

Estabilidad, almacenamiento y estrategia frente a la competencia

Atassi Morales señaló que uno de los elementos diferenciales de esta nueva etapa del mercado es la incorporación del almacenamiento como tecnología disruptiva. Explicó que su madurez tecnológica coincide con el despliegue renovable en Perú, lo que permite planificar de manera más eficiente el desarrollo del sistema energético.

Además, destacó que Perú tiene la posibilidad de anticiparse a problemáticas que ya se vivieron en otros países. En ese sentido, afirmó que “Perú tiene la oportunidad de adelantarse a otros países si apuesta por un marco regulatorio estable y una planificación energética clara”.

El CEO también hizo hincapié en la importancia de la seguridad jurídica para atraer inversiones. Subrayó que “el dinero es miedoso, y la inseguridad puede frenar el despliegue renovable”, y asu vez, valoró las condiciones naturales del país.

En cuanto a las particularidades del mercado local, el especialsita explicó que uno de los principales desafíos operativos tiene que ver con la logística. Comentó que, si bien Perú ofrece proyectos de gran escala, eso también implica una mayor complejidad en términos de despacho, tramitaciones portuarias y coordinación operativa.

Gracias a más de una década de experiencia en el país, Solar Steel ha podido sortear estas dificultades de forma eficaz. Según detalló, esa experiencia acumulada actúa como una garantía de éxito: permite anticiparse a los problemas, aunque —reconoció— nunca se está completamente exento de ellos.

Sobre el entorno competitivo, el CEO de Solar Steel expresó que la compañía se prepara para mantener su posición de liderazgo. “Vivimos en un entorno competitivo y nuestra misión es competir primero contra nosotros mismos”, indicó y agreegó que disfrutan de la competencia, que la ven como una motivación y una forma de mejora continua.

En esa línea, reafirmó que seguirán su propio camino estratégico: “Vamos a ir por todo y a mantener esta cuota de mercado, haciendo las cosas como creemos y a nuestra manera”.

El caso peruano, en comparación con otros mercados donde opera la compañía, presenta ventajas específicas. El ejecutivo destacó que es un país dolarizado, con precios energéticos competitivos y con un balance oferta-demanda relativamente estable. Estas características lo convierten en un destino atractivo para inversiones en infraestructura energética.

En la visión global de la empresa, España se mantiene como su mercado principal, seguido por Latinoamérica, donde Chile y Perú son los focos más fuertes. “Nos sentimos muy cómodos en Perú, es nuestra segunda casa, y esta nueva etapa nos anima a ser todavía más ambiciosos”, aseguró.

Al cierre de la entrevista, Atassi Morales proyectó sus expectativas hacia la próxima edición de FES Perú. “Lo primero que me gustaría contar es que seguimos igual de activos y con un mercado mucho más grande dentro del Perú”, expresó. Además, deseó que las energías renovables se mantengan como tema prioritario para el país y que Solar Steel siga consolidando su liderazgo.

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Soluciones solares y BESS: la apuesta de Amara NZero para optimizar costos y atraer proyectos energéticos

Con más de 60 años de trayectoria en el sector energético, Amara NZero consolida su liderazgo como proveedor estratégico en la región. Desde su participación en el PVBook 2025, el cátalogo digital elaborado por Energía Estratégica, la compañía posiciona su modelo de negocio como una solución integral para el desarrollo de proyectos de energía solar en México y Latinoamérica, articulando distribución de materiales, servicios EPC y almacenamiento inteligente.

El modelo operativo de Amara NZero está diseñado para atender tanto proyectos de generación distribuida como a gran escala, optimizando costos y tiempos de ejecución, gracias a la integración vertical de sus servicios. Desde la empresa remarcan que su propuesta se basa en garantías técnicas, materiales confiables y adaptabilidad a cada cliente.

Uno de los casos que refleja este enfoque es el proyecto de almacenamiento energético en la Riviera Maya, donde grandes hoteles —altos consumidores de energía— han confiado en la compañía para implementar soluciones BESS. 

En estas instalaciones, se almacena energía durante horarios base de bajo costo, que luego se utiliza durante los picos de demanda para reducir hasta un 30% el costo energético.

Además de la optimización tarifaria, los sistemas BESS proveen respaldo ante intermitencias, garantizando el funcionamiento de servicios esenciales. Desde la firma subrayan que la solución también permite mejorar la calidad de energía, integrar fuentes renovables, y conectar estaciones de carga para electromovilidad.

El proyecto implementado en Cancún se caracteriza por utilizar baterías de litio-ferrofosfato, con un sistema de refrigeración líquida, equipos Huawei, y una configuración de escala utility. Esta tecnología permite maximizar la eficiencia térmica y operativa, reduciendo riesgos y aumentando la vida útil de los sistemas.

Presencia regional y estrategia técnica

La compañía opera activamente en México y distintos mercados de Latinoamérica, donde despliega su experiencia tanto en la distribución de soluciones solares completas como en el desarrollo de proyectos EPC, especialmente en segmentos como almacenamiento, sistemas solares, microgrids, operación industrial y electromovilidad.

En línea con esta estrategia, la empresa enfatiza la importancia de considerar no solo la inversión inicial de los proyectos, sino también su desempeño económico a largo plazo.

El enfoque integral que propone la compañía no se limita a proveer equipamiento o servicios. Por el contrario, busca alinear los objetivos técnicos con las metas financieras del cliente, diseñando soluciones específicas que respondan a las necesidades operativas de cada sitio.

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Renovables a la espera: Perú aguarda por el cronograma y tres reglamentaciones clave para apalancar nuevas inversiones

Brendan Oviedo, socio de Hernández & Cía, brindó una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Perú, donde señaló que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar un cronograma oficial y transparente de implementación de la Ley 32249 si para acelerar las inversiones concretas en energías renovables.

El especialista estimó que, con una reglamentación eficaz y oportuna, Perú podría incorporar entre 2000 y 3000 megavatios de capacidad renovable al año 2030. Las condiciones macroeconómicas y jurídicas ya están dadas, pero que se requiere una última pieza normativa para destrabar los desarrollos.

“Se le ha pedido al Ministerio un cronograma público para poder dar predictibilidad y transparencia a este proceso. Muchos inversionistas están a la espera de tener claridad de cómo se va a materializar esa reglamentación para proceder con sus inversiones”, manifestó Oviedo.

Revive la entrevista exclusiva con Brendan Oviedo en el marco de FES Perú: https://www.youtube.com/watch?v=pJ_GbekR3bg

Esta señal permitiría activar nuevos esquemas de contratación, mejorar la estructuración financiera de los proyectos y destrabar una cartera de iniciativas que hoy se mantienen en suspenso. El abogado apuntó que, sin este marco claro, se limita la capacidad del sector para traducir el potencial renovable en inversiones concretas.

Y según datos de la Dirección General de Electricidad, Perú cuenta con una cartera de proyectos de generación con energías renovables no convencionales por más de 13700 MW.

En ese sentido, los tres reglamentos clave que deben ser aprobados están vinculados a licitaciones de distribuidoras, sistemas aislados y servicios complementarios.

El primero ya fue sometido a consulta pública y recibió más de mil comentarios, lo que ha retrasado su revisión. El segundo, que regula la figura del operador independiente para sistemas aislados, estaría próximo a publicarse, según estima Oviedo. Mientras que el tercero mencionado es más complejo, ya que implica la creación de un nuevo mercado, y podría conocerse hacia el último trimestre del año.

Ante este panorama, el sector ha solicitado al Gobierno no solo que publique los reglamentos, sino también los comentarios técnicos recibidos y el cronograma que defina los próximos pasos. Esto permitiría ordenar el avance regulatorio y, al mismo tiempo, fortalecer la confianza de los inversionistas nacionales e internacionales.

“Otorgará una opción de contratación adicional a las que existen ahora en el mercado”, subrayó Oviedo, al referirse al impacto positivo que tendría la entrada en vigor de estos nuevos marcos. Y explicó que con los nuevos contratos que se habiliten, será posible mejorar la estructuración financiera de los proyectos, lo que facilitará su bancabilidad y acelerará su desarrollo.

En concreto, este nuevo esquema no se limitaría a un solo tipo de contrato, sino que ofrecería un paquete diversificado: acuerdos con generadores, usuarios libres y distribuidoras. Eso daría más herramientas a los desarrolladores y permitiría contar con ingresos más predecibles, condición necesaria para obtener financiamiento.

Desde su rol en el estudio legal, Oviedo enfatizó que la Ley 32249 ya representa un avance legislativo relevante, pero que su verdadero potencial dependerá de la capacidad del Estado para reglamentarla a tiempo y con calidad técnica. “Brindará un mecanismo adicional en la estructuración del financiamiento de proyectos renovables”, indicó.

Para Oviedo, el mensaje político y técnico que se emita desde el Gobierno será determinante. La existencia de una hoja de ruta pública y vinculante permitirá, además de atraer capital, demostrar que Perú está decidido a aprovechar su potencial renovable como motor de crecimiento económico.

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Colapso del sistema en República Dominicana: qué provocó el blackout más severo desde 2015

El pasado 11 de noviembre de 2025, República Dominicana sufrió el peor apagón total desde 2015, lo que evidenció las tensiones acumuladas en la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) del país. Si bien el evento fue provocado por una falla técnica puntual en la subestación San Pedro de Macorís, su impacto dejó en claro que el sistema requiere ajustes estructurales.

Con una matriz energética cada vez más diversificada y una creciente incorporación de fuentes renovables variables, el desafío no es su presencia, sino garantizar que existan condiciones técnicas, operativas y de respaldo adecuadas para sostener la estabilidad de la red ante eventos críticos.

Durante el evento, la generación solar y térmica colapsó a cero, mientras que la hidroelectricidad se sostuvo en niveles mínimos y apenas un puñado de parques eólicos logró mantenerse en línea, de modo que el sistema pasó de abastecer una demanda de 2978 MW a operar con solo 41 MW. Mientras que el Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) fue activado y retiró 913 MW de carga desconectando 147 circuitos, pero no logró contener el desplome.

Las causas, más allá del punto de falla inicial, estuvieron asociadas a la pérdida de inercia del sistema, a la falta de soporte de frecuencia y a la insuficiente coordinación de las protecciones que permitieron que una perturbación puntual derivara en un colapso generalizado.

Desde A&A Business Intelligence Group, su gerente general, Augusto Bello, explicó que el SENI necesita una actualización integral para operar de forma segura en su nuevo contexto técnico. Según detalló, el sistema eléctrico dominicano no puede seguir funcionando con la lógica operativa de hace seis años, cuando la capacidad renovable apenas superaba los 300 MW.

«Hoy, con más de 2000 MW de energías limpias inyectando a la red —principalmente fotovoltaica y eólica—, la infraestructura y las reglas de operación deben adaptarse para responder a dinámicas más complejas», indicaron.

Una de las propuestas centrales de AABI Group es la incorporación inmediata de al menos 300 MW de almacenamiento energético en baterías (BESS). No se trata solo de almacenar energía solar durante el mediodía y liberarla en las horas pico, sino de habilitar una infraestructura capaz de brindar soporte de frecuencia, inercia sintética y respaldo ante eventos de desconexión, aspectos que hoy el sistema no puede garantizar. Bello señaló que los BESS deben ser tratados como una herramienta operativa esencial, no como un complemento tecnológico opcional.

A su vez, el análisis de AABI Group recomendó revisar en profundidad el diseño del EDAC y actualizar la lógica de protecciones del SENI. En opinión de Bello, si este esquema debe activarse con cada evento significativo, entonces ha dejado de ser un mecanismo de última instancia para transformarse en la única barrera entre la estabilidad y el colapso. Según el especialista, este patrón refleja una falta de adecuación del sistema a su nueva matriz energética.

Otra línea de acción propuesta es la redefinición de los requisitos técnicos para nuevas centrales renovables. AABI Group plantea que las futuras instalaciones —y eventualmente algunas ya operativas— cuenten con inversores con capacidad grid forming, capaces de generar su propia frecuencia y tensión, operar en sistemas de red débil y contribuir activamente a la estabilidad. Estas características permitirían que las renovables se integren no solo como fuentes de energía, sino también como recursos que participan en el control y la recuperación del sistema frente a contingencias.

En paralelo, la firma recomendó fortalecer la capacidad de arranque en negro en centrales estratégicas como hidroeléctricas o térmicas, así como modernizar los sistemas de control del Organismo Coordinador. Esto permitiría anticiparse a escenarios de riesgo a partir de pronósticos más precisos y capacidades de respuesta en tiempo real, considerando la variabilidad de generación renovable que caracteriza al sistema actual.

Bello sostuvo que todas estas medidas deberán estar sustentadas por estudios técnicos actualizados. El sistema necesita determinar cuánta inercia mínima requiere para una operación confiable, revisar la disponibilidad de reservas frías y rodantes y analizar si es necesario modificar el Reglamento de Administración del Sistema (RALGE), particularmente en lo que refiere a los márgenes de regulación de frecuencia.

En el contexto de una curva de pato cada vez más profunda —que en 2025 alcanzó una demanda neta mínima de 1.437,99 MW—, el sistema enfrenta condiciones de operación más exigentes. La reducción de inercia, la falta de soporte reactivo y la desconexión de bloques completos de generación revelan la fragilidad actual.

AABI Group planteó que el blackout del 11 de noviembre no debe leerse como una excepción, sino como la consecuencia lógica de una infraestructura que no ha evolucionado al ritmo de la transición energética. Las soluciones están disponibles. El desafío es aplicarlas con rigor técnico, visión de largo plazo y un sentido de urgencia alineado con los riesgos crecientes del sistema.

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BID anuncia financiamiento de hasta 15 millones de euros para ampliar las redes eléctricas en América Latina y el Caribe

El Grupo Banco Interamericano de Desarrollo (Grupo BID) anunció hoy la Plataforma de Aceleración de la Transmisión de Energía (PTAP, según sus siglas en inglés), una nueva iniciativa regional destinada a ayudar a los países de América Latina y el Caribe a ampliar y modernizar sus redes eléctricas y cerrar la brecha de infraestructura.

El anuncio se produjo tras una reunión bilateral entre el presidente del Grupo BID, Ilan Goldfajn, y el secretario de Estado Jochen Flasbarth, del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Acción Climática, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania.

Las autoridades alemanas anunciaron su intención de contribuir con hasta 15 millones de euros (alrededor de US$17.3 millones) a través de la Iniciativa Climática Internacional para apoyar la implementación de PTAP, incluyendo 3 millones de euros (alrededor de US$3.5 millones) para apoyar directamente a los 16 países que participan en la iniciativa Renovables en América Latina y el Caribe (RELAC, según sus siglas en inglés), centrada en alcanzar al menos un 80% de electricidad renovable para 2030.

“La seguridad energética en América Latina y el Caribe depende más que de la generación: depende de contar con una red de transmisión confiable y resiliente. Con el apoyo de Alemania, PTAP ayudará a los países a fortalecer la transmisión, desbloquear inversiones y construir sistemas energéticos más resilientes. El Grupo BID actúa como puente, conectando las prioridades nacionales con el capital global”, agregó.”, afirmó Goldfajn.

«Las redes son la columna vertebral de la transición energética global y esenciales para lograr el objetivo de triplicar la capacidad de energía renovable para 2030. Alemania, junto con socios clave, ha preparado un ´paquete de redes´ para la COP30 y nuestra colaboración con el BID es parte de eso. Como socio de larga data de América Latina y el Caribe, Alemania se siente honrada de contribuir a PTAP y da la bienvenida a la declaración de RELAC sobre redes. Tanto PTAP, como la declaración, apoyan la transición hacia sistemas energéticos resilientes y descarbonizados, brindan oportunidades para el sector privado y mejoran la cooperación regional», dijo Jochen Flasbarth.

PTAP es una plataforma regional que apoya a los países en la modernización y expansión de sus redes eléctricas, mediante la mejora de los marcos de planificación, concesión de permisos, regulación e inversión. Está diseñada para atraer capital privado, reducir los retrasos en los proyectos y conectar más energía renovable a la red.

PTAP, que se presentará formalmente a los gobiernos socios e instituciones internacionales el 15 de noviembre en la COP30, será acompañada por otros tres anuncios clave:

  • La Declaración de Belém sobre Redes Eléctricas, respaldada por los países miembros de RELAC, en la que se comprometen a acelerar la transmisión y el almacenamiento.
  • El informe insignia Desbloqueando la Red, que describe cómo cerrar la brecha de inversión en transmisión, para lo que se estima requerirá triplicar la inversión anual para 2035.
  • Y el apoyo del Grupo BID a los Principios de Financiamiento Climático para Redes Eléctricas Verdes, lanzados por la Iniciativa de Redes Eléctricas Verdes en la COP30.

En la última década, el Grupo BID ha financiado más de US$1.000 millones en proyectos de transmisión y ha apoyado reformas regulatorias en toda la región. PTAP ahora agrega capacidad dedicada para convertir planes en proyectos financiables, vinculando las prioridades energéticas nacionales con los bienes públicos regionales y los objetivos climáticos globales.

El anuncio de Alemania refuerza una alianza más amplia con el Grupo BID en el marco de la International Climate Initiative (IKI), que desde 2016 ha aportado más de 135 millones de euros (alrededor de US$156,4 millones) en apoyo a programas climáticos y naturales en América Latina y el Caribe.

Entre las iniciativas recientes, se incluyen inversiones y reformas en materia de política fiscal, biodiversidad, seguridad hídrica y finanzas verdes, así como el Fondo de Movilización del Sector Privado para el Clima IKI-LAC con BID Invest, un fondo de 46 millones de euros (alrededor de US$53,3 millones), anunciado a principios de este año, que se enfoca en apoyar y movilizar inversión del sector privado en proyectos de mitigación del cambio climático destinados a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en América Latina y el Caribe.

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Inversiones en pausa: ACOLGEN pide señales claras para destrabar la expansión renovable en Colombia

Colombia atraviesa un momento decisivo para atraer inversiones en generación, almacenamiento y nuevas tecnologías, y el mensaje del Future Energy Summit (FES) de Bogotá evidenció que el país tiene demanda, recursos y oportunidades, pero está enviando señales insuficientes para movilizar capital.

Así lo planteó Raúl Lancheros, director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, quien centró su intervención en el eje: “Lo que realmente acelera o frena la transición es que las reglas para invertir sean claras, coherentes y predecibles”.

En un escenario regional donde competidores directos como Brasil, Chile y Perú actualizan sus marcos normativos para atraer fondos internacionales, Colombia corre el riesgo de quedar rezagada si no fortalece la previsibilidad regulatoria.

Datos recientes muestran la magnitud del desafío y la oportunidad. Según la International Energy Agency (IEA), las inversiones en energía limpia en América Latina alcanzaron los US$ 70 mil millones en 2025, y Colombia estuvo entre los países con mayor crecimiento anual.

Sin embargo, Lancheros remarcó que los inversionistas —locales y extranjeros— requieren claridad sobre los tiempos, criterios y metodologías que la regulación aplicará en los próximos años, especialmente cuando se trata de proyectos con CAPEX intensivo y retornos prolongados.

El directivo explicó que el país ingresó en una etapa de “adición energética”, donde la demanda crece de forma sostenida y obliga a sumar tecnologías diversas: renovables, hidráulicas, térmicas, almacenamiento y nuevas soluciones flexibles.

“La pregunta ya no es si la oferta será suficiente, sino si estamos generando las condiciones para atraer la inversión que realmente necesitamos”, afirmó.

En este marco, ajustar los procesos regulatorios para que las empresas puedan participar con confianza en la próxima subasta del cargo por confiabilidad será determinante para financiar nuevas plantas y asegurar energía firme hacia 2028–2029.

Las resoluciones 66 y 69 —actualmente en discusión— introducen cambios que podrían afectar la energía que los generadores pueden declarar y, por lo tanto, el apetito inversor en el proceso.

Lancheros insistió en que las normas que regulan la expansión deben acompañarse de análisis de impacto normativo sólidos, periodos de consulta adecuados y lineamientos claros que reduzcan la exposición a ajustes posteriores.

Para los agentes, la incertidumbre se traduce en mayores costos financieros, demoras en el cierre de proyectos y cautela por parte de la banca comercial e instituciones internacionales.

Asimismo, mencionó que la modernización del mercado eléctrico es una condición indispensable para activar inversiones en almacenamiento, energías renovables y servicios complementarios.

Señales de precios horarios, esquemas de remuneración acordes para tecnologías flexibles y un diseño que permita capturar el valor real de nuevas soluciones son, en su visión, elementos esenciales para que Colombia resulte competitiva.

“El país tiene ventajas naturales y recursos; lo que falta es actualizar el diseño de mercado para que las nuevas tecnologías puedan cerrar sus modelos financieros”, enfatizó el especialista.

En el FES Colombia se evidenció un consenso transversal: la transición energética avanza cuando el sector privado tiene reglas claras y confianza para comprometer inversiones de largo plazo.

Un estudio del Stockholm Environment Institute (SEI) estimó que el país necesitará más de US$ 92 mil millones en inversiones para cumplir las metas de expansión solar y eólica establecidas en su hoja de ruta hacia 2052.

En 2024 se movilizaron cerca de US$ 9 mil millones solo en proyectos de energías renovables, reflejando un apetito creciente por parte de fondos internacionales, utilities regionales y desarrolladores locales que ven en Colombia un mercado con alto potencial, pero aún condicionado por la calidad de sus señales regulatorias.

Y según Lancheros, estos desafíos no surgieron ahora, sino que responden a una acumulación de señales confusas a lo largo del tiempo: “Desde hace cinco o seis años hemos perdido predictibilidad, y no ha sido solo con este gobierno; es un problema de cumplimiento de agenda regulatoria que se ha venido acumulando”.

Para el director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, la salida no es compleja en términos conceptuales, pero sí exige voluntad institucional: recuperar la disciplina regulatoria, ordenar la agenda de trabajo y enviar señales predecibles que permitan a los inversionistas estructurar proyectos con confianza. Solo así —subrayó— Colombia podrá movilizar el capital que necesita para crecer y asegurar la energía firme del próximo ciclo.

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Canadian Solar lanzará paneles solares de 725 W antes de fin de año para reducir costos operativos

Canadian Solar anticipa un salto en eficiencia en sus próximos lanzamientos: antes de fin de año comenzará la distribución de paneles solares con potencias de hasta 725 W. Esta evolución responde a una estrategia centrada en aumentar la densidad energética y reducir costos asociados al espacio, la instalación y el mantenimiento.

“Hoy llegamos a potencia de 720 W, pero hacia final de año vamos a estar distribuyendo paneles con más potencia. Esto reduce el área de instalación, que tiene un costo muy significativo en la implementación de los parques. Es uno de los elementos que más limita los desarrollos. Al tener mayor potencia en menor área tenemos mejor densidad de energía, reduce costos de materiales de instalación y de operación y mantenimiento”; aseguró Carlos Burgos, senior sales manager de Candian Solar para Sudamérica, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

Revive el Future Energy Summit (FES) Colombia 2025:

La compañía se posiciona actualmente como un fabricante de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha dejado de ser un proveedor exclusivo de equipos, y ahora ofrece un paquete completo para instalaciones fotovoltaicas: paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento.

A final del 2025 se incorpora también la fabricación del vidrio bajo la responsabilidad de Canadian Solar”, indicó Burgos.

A excepción de los marcos, todos los componentes estarán bajo responsabilidad directa de la compañía. Este modelo de fabricación integrada permite ofrecer productos con mayor valor agregado y adaptados a las condiciones específicas de cada proyecto. 

“Esto facilita que en los temas de investigación y desarrollo seamos mucho más ágiles cuando queremos implementar cualquier cambio, mejora o nueva tecnología”, sostuvo el ejecutivo.

Además de aumentar la potencia de sus módulos, Canadian Solar apuesta por tecnologías que mejoren el rendimiento en condiciones desafiantes. La bifacialidad es uno de los avances que mayor impacto genera, permitiendo un incremento de entre el 10% y el 30% en la producción energética según el tipo de superficie. Esta característica se vuelve especialmente valiosa en terrenos con alta reflectividad o áreas limitadas, donde maximizar cada metro cuadrado es fundamental.

El diseño de los módulos también incorpora mejoras en el coeficiente de temperatura y mayor resistencia a la humedad, aspectos determinantes en climas complejos. “La degradación del panel va a ser mucho menor, con lo cual también vamos a garantizar la entrega de energía eficiente y estable a lo largo del tiempo”, explicó el directivo.

Cabe recordar que Canadian Solar busca posicionarse como EPC y fortalecer su presencia en Latinoamérica, acompañando al cliente desde la etapa de ingeniería hasta la etapa de operación y mantenimiento, incluyendo inclusive una gestión de financiamiento.

Particularidades del mercado colombiano: terreno, clima y logística

En el mercado colombiano, las condiciones geográficas representan un desafío técnico y logístico para el despliegue de proyectos fotovoltaicos. La complejidad del terreno, las ondulaciones y la humedad obligan a adaptar las tecnologías para garantizar estabilidad y eficiencia en la instalación. “Las estructuras y los trackers tendrán que avanzar muchísimo porque se tienen que adaptar a las condiciones de terreno que tenemos”, señaló Burgos.

A estas dificultades se suma el acceso limitado a ciertas zonas, lo que implica considerar soluciones logísticas más flexibles. El ejecutivo advirtió que no es viable trasladar contenedores de gran peso a cualquier ubicación. Por ello, insistió en diseñar plantas que sean resilientes desde el inicio, tanto en tecnología como en operación.

En ese sentido, la incorporación de sistemas de almacenamiento resulta clave para garantizar la disponibilidad energética en horas sin sol. Sin embargo, su eficacia depende de un control preciso y anticipado del funcionamiento general del sistema.

 “Necesitamos un instrumento de gestión y control que sea muy eficiente, que pueda anticipar un poco las fallas, que sea muy inteligente en cuánto tenemos de consumo y cuánto tenemos de generación”, remarcó Burgos.

Además, la creciente presión sobre el uso del suelo en Colombia plantea nuevos desafíos. Burgos apuntó sobre una inminente disputa por la tierra, ante el avance simultáneo de proyectos solares y actividades productivas tradicionales. Para mitigar ese conflicto, planteó alternativas como la agrovoltaica, que permite un uso compartido del terreno sin sacrificar rendimiento ni funcionalidad.

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Brasil definirá en 2026 inversiones por USD 63000 millones en hidrógeno bajo en carbono

El próximo año será determinante para el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono en Brasil. Al menos siete proyectos industriales, que en conjunto representan inversiones por 63000 millones de dólares, tienen prevista su decisión final de inversión en 2026. El país deberá demostrar si está listo para avanzar en la consolidación de esta industria, en un contexto que exige señales claras desde la política energética.

El éxito de estas iniciativas dependerá no solo de la madurez técnica de los proyectos, sino también del marco regulatorio e incentivos que garanticen competitividad frente al hidrógeno gris. Aunque Brasil aprobó el Programa de Desarrollo del Hidrógeno de Bajo Carbono (PHBC), aún está pendiente su reglamentación. El sector espera que esa subasta se concrete durante 2026.

En paralelo, el mercado internacional juega un rol fundamental en la evolución de la demanda. Las subastas de H2Global, que anunciarán ganadores en ese mismo año, definirán quiénes podrán abastecer a Europa con hidrógeno verde o sus derivados. Además, la Organización Marítima Internacional (IMO) evalúa adoptar el IMO Net-Zero Framework, que pondría precio a las emisiones del transporte marítimo, creando oportunidades para combustibles como el metanol y el amoníaco.

Según explicó Luana Gaspar, analista de PSR – Energy Consulting and Analytics, 2026 será un punto de quiebre. “El próximo año será decisivo para definir si este mercado avanzará o no”, afirmó, destacando la importancia de la demanda firme como motor del crecimiento.

Aunque el potencial está, los costos del hidrógeno verde aún superan a los del gris. Sin políticas activas de fomento al consumo, la demanda no se generará de forma espontánea. Por eso, los próximos movimientos de gobierno y mercado son cruciales para convertir el interés actual en inversión concreta.

La COP30, que se está celebrando en Brasil, es vista como una plataforma estratégica para cerrar acuerdos de largo plazo con países que ya incentivan el uso del hidrógeno verde. Para Gaspar, uno de los elementos más relevantes es garantizar que los proyectos cuenten con compradores comprometidos, lo cual puede inclinar la balanza al momento de decidir si avanzar o no.

“La región podrá aprovechar la COP30 para cerrar acuerdos comerciales con países que ya incentivan el hidrógeno, con el fin de garantizar demandas firmes para los proyectos de hidrógeno locales”, señaló la especialista.

La articulación entre instrumentos nacionales e internacionales será clave. Con demanda asegurada, reglas claras y mecanismos de incentivo alineados, Brasil podrá posicionarse como uno de los grandes productores de hidrógeno verde en América Latina. Pero el margen de maniobra es estrecho: el 2026 marcará el momento de decidir si se transforma la oportunidad en realidad.

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