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El sector energético mexicano enfrenta una situación crítica debido al crecimiento de la demanda y las limitaciones en infraestructura. Especialistas advierten que, sin subastas a largo plazo ni reglas claras de despacho, las inversiones en renovables no avanzan al ritmo que el sistema eléctrico requiere, lo que compromete la posibilidad de construir una matriz energética resiliente y diversificada.

“Es indispensable que se reactiven las subastas a largo plazo. Hoy los cambios regulatorios y la incertidumbre jurídica pueden representar una barrera al desarrollo de las inversiones en proyectos de energía limpia”, señaló Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

“México necesita inversión, pública y privada, para poder cubrir la demanda”, agregó, pero para que la iniciativa privada participe, aclaró, “debe haber un marco regulatorio claro y de largo plazo”, junto con reglas operativas previsibles. 

Pese a las restricciones actuales, Abad considera que existen caminos viables para acelerar los procesos. “Todo esto puede ser solventado con equipos sólidos de Relaciones con Gobierno y Asuntos Regulatorios”, aseguró, y explicó que, bien gestionados, “estos equipos han demostrado en diversos proyectos que pueden reducir los tiempos de obtención de permisos hasta en un 40%”.

Para la especialista, establecer una buena relación con los diferentes stakeholders es determinante. “Todos los estados quieren garantizar la inversión y la seguridad energética de su población y sus industrias, la federación lo mismo. Hoy tenemos reglas más claras, pueden gustarnos o no, pero sabemos en qué tablero estamos jugando, y eso siempre es una ventaja», enfatizó.

Una de las regulaciones que espera el sector es la legislación secundaria del sector eléctrico, la cual también permitirá a la Ley del Sector Eléctrico que el Estado por medio de inversiones con Contratos Mixtos,  Asociaciones Público Privadas o Prestación de Servicios y proyectos de inversión financiada, puedan desarrollar los proyectos necesarios para ampliar la red de transmisión. Sin embargo, manifestó que es necesario esperar para ver qué se publica finalmente.

El desbalance entre oferta y demanda es uno de los problemas críticos que enfrenta el país. Según datos del CENACE, la demanda eléctrica en México crece a un ritmo del 2,9% anual, mientras que ni la generación ni la transmisión logran seguirle el paso. En 2023, la demanda fue de 351.000 GWh y se proyecta que llegará a 435.000 GWh en 2030.

Recientemente el gobierno federal señaló que el margen de reserva eléctrica aumentará de 6% en 2024 a 10% en 2025, lo que permitiría hacerle frente a la falta de energía y apagones. Además, la Secretaría de Energía lanzó la Estrategia para el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional y para la atención a la demanda, que prevé coordinación entre los diferentes órganos del sector y seguimiento a los mantenimientos programados de las centrales, reforzamiento de transmisión y distribución por parte del Estado en zonas de mayor vulnerabilidad.

Pese a las tensiones que enfrenta el sistema eléctrico mexicano, Abad Contreras apuntó que el momento es una oportunidad: “Podemos seguir trabajando junto con las asociaciones, las autoridades y las comunidades para llegar a acuerdos consolidados”. La clave, insistió, está en ofrecer certidumbre a los inversores.

“Hoy se ve claramente un giro de timón, con el que se puede trabajar mano con mano con las autoridades federales y estatales”, observó, al destacar que la Secretaría de Economía, la Secretaría de Energía y la Banca de Desarrollo Nacional actúan de manera más coordinada para fomentar inversiones.

Si bien el país experimentó una evolución de las renovables con caídas de los costos que igualan, o hasta superan a la baja, a los de las tecnologías convencionales, hay un retraso en el cumplimiento de los compromisos. . El objetivo de alcanzar un 35% de generación eléctrica renovable (contnado hidroeléctricas con 12.6 MW en su mayor parte)  para 2024 se encuentra lejos: hoy solo se ha logrado un 29%. “El problema no es solo generar más energía renovable”, adviertió Abad, “sino garantizar la transmisión de la misma”.

Bajo ese marco, la especialista propuso una hoja de ruta para la modernización de las redes eléctricas: construcción de nuevas líneas de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, digitalización del sistema con Smart Grids, almacenamiento eficiente y mantenimiento riguroso de líneas actuales. A esto se suma la interconexión de las penínsulas de Baja California y Yucatán, históricamente vulnerables.

Ese diagnóstico técnico se complementa con un conjunto de medidas estratégicas que, según Abad Contreras, permitirían transformar el sistema eléctrico mexicano de forma estructural. Entre ellas, destacó la reactivación de la flexibilidad operativa mediante la integración de almacenamiento, generación distribuida y la modernización del despacho con sistemas inteligentes.

A ello se suma la necesidad de habilitar mecanismos que faciliten la participación de inversión privada en la expansión de infraestructura de transmisión y distribución, consolidar los esquemas de autoconsumo interconectado y fortalecer la seguridad jurídica mediante procesos de conciliación internacional que garanticen la ejecución y pago de los proyectos comprometidos.

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Uruguay entra en una nueva etapa de planificación energética en la que el sector privado aguarda por señales concretas para garantizar la expansión del sistema de generación. Las empresas que invirtieron años atrás, responsables de transformar la matriz hacia más de 90% de generación renovable, enfrentan el vencimiento progresivo de sus contratos PPA. 

Por lo que desde la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) plantearon la importancia de discutir a tiempo cómo revalorizar esos activos y garantizar nuevas licitaciones competitivas.

“Hay contratos PPA que ya están casi a la mitad de cumplimiento y estamos analizando qué sucede luego de que terminen. Es decir, cómo esos activos le seguirán agregando valor al sistema luego del año N°20”, indicó Martín Bocage, presidente de AUGPEE, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para ello se destacan dos caminos posibles: extender los contratos existentes o habilitar un mercado mayorista más profundo, en el que los proyectos puedan vender la energía sin necesidad de estar contratados directamente por UTE.

“Lo ideal sería no llegar a último momento con este tema sin resolver, sino cuanto antes se haga, más valor tendrá el sistema”, manifestó el entrevistado. Y en ese sentido, ya comenzaron los primeros acercamientos con autoridades para analizar mecanismos que permitan preservar la infraestructura y los costos de conexión ya asumidos.

En paralelo, el sector espera definiciones claras del Gobierno sobre cómo se incorporará la nueva demanda estimada en los planes energéticos. 

Para Bocage, esto debe decirse a través de esquemas abiertos y competitivos: “Esperamos ver sistemas competitivos, licitaciones donde los precios sean transparentes y donde la empresa nacional luego tome esos precios para construir parte de la capacidad adicional”, indica.

Aunque la nueva administración todavía no ha emitido señales oficiales (arribó al gobierno este mismo 2025), desde la Asociación consideran fundamental que esas definiciones se hagan pronto, especialmente para garantizar el suministro a la demanda regulada, a fin de que los usuarios tengan mejores precios de la energía que consumen. 

“No tengo duda que habrá mucha competencia si se lanzan nuevas licitaciones, como lo hubo en 2010. Además hay empresas que operan hace más de 10 años en el país y que han tomado experiencia, que sumado a la baja de costos de la tecnología, probablemente permitan precios más competitivos, a la par que Uruguay es un país que atrae inversores por su estabilidad y por su respeto a la regla de juego”, subrayó el presidente de AUGPEE. 

“Uruguay ha logrado una reducción en el costo nivelado de la energía para el abastecimiento de la demanda, incluso hasta prácticamente la mitad si se compara la etapa pre-renovable con post-renovables”, enfatizó. 

Tal es así que según un informe de EXANTE, presentado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, el costo unitario cayó de 𝗨𝗦$ 𝟲𝟰 𝗮 𝗨𝗦$ 𝟰𝟰 𝗽𝗼𝗿 𝗠𝗪𝗵 entre los períodos 2007-2011 y 2015-2024 (valores reales), gracias al ingreso masivo de energía eólica, solar y biomasa. 

Mercado libre de energía: barreras por peajes y falta de profundidad

Uno de los puntos críticos que también destaca el sector privado es la estructura de costos en el mercado libre de energía, dado que una barrera está vinculada a los peajes, lo que se paga por transmisión o distribución, lo que limita la posibilidad de establecer una competencia real.

Esta situación preocupa especialmente por la llegada de consumidores de gran escala, como datacenters o industrias relacionadas al hidrógeno verde, que buscan precios de energía lo más bajos posibles. 

“Tenemos que resolverlo pensando en las potenciales nuevas inversiones que hay, que estarían viniendo o que estamos compitiendo para captar como país”, advirtió Bocage. 

Para el sector, resolver este punto no solo permitirá mejorar la competitividad de la energía local, sino también abrir nuevas oportunidades para proyectos que no queden contratados tras el vencimiento de los actuales PPA. 

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Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.

Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.

Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.

Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.

Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.

Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.

Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.

Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.

El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.

Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.

Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.

Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.

“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.

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Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.

“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.

Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.

En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.

La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.

Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.

Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.

Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo que reemplaza al antiguo certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura. 

«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.

El aspecto financiero es otro desafío crítico.  “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).

Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.

 Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y  potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.

La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.

“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.

Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.

Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.

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Ante la posible salida de Iberdrola en México, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo aseguró que el país mantiene condiciones claras y seguras para la inversión privada en generación eléctrica, con el 46% del mercado aún disponible para actores no estatales.

Durante su conferencia matutina del 24 de julio, Sheinbaum fue consultada por rumores que indican que la empresa española habría contratado a Barclays, compañía financiera, para vender 15 plantas, principalmente de energías renovables, por unos 4.700 millones de dólares. La presidenta reconoció que es información no fue confirmada aún y señaló que “la Secretaría de Energía informó que Iberdrola tenía una serie de inversiones que quería hacer en México”.

Si bien Iberdrola aún no ha emitido comentarios oficiales sobre la operación, la venta prevista incluiría activos de ciclo combinado y plantas renovables distribuidas en 12 estados, lo que marcaría una salida total de la firma, históricamente una de las más activas en el país. Según los rumores, la empresa estaría reorientando sus inversiones hacia mercados con marcos regulatorios más estables, como Estados Unidos y Reino Unido, apostando por la digitalización de redes y proyectos de transición energética.

Ante este escenario, Sheinbaum advirtió que, de confirmarse la salida, no está vinculada a la certeza jurídica. «La inversión privada en generación eléctrica es viable, está muy claro cuáles son las reglas actuales para que puedan desarrollarse, lo que pedimos es que las sociedades de autoabasto se pongan en regla”, declaró. 

Además, la mandataria enfatizó en que el modelo mexicano permite a los privados generar energía y venderla tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como al mercado eléctrico mayorista, en un marco que prioriza la incorporación de tecnologías limpias: “Hay cerca de 6000 MW en donde pueden generar eso. Y la Secretaría de Energía está abriendo todos los mecanismos para que eso sea posible”, puntualizó.

Cabe recordar que a principios de 2024, durante el gobierno de López Obrador se adquirieron 13 plantas de la energética española por 6.200 millones de dólares, la transacción fue celebrada por el entonces presidente como una “nueva nacionalización” del sector. Sobre esto, la actual mandataria aseguró: “Se compraron para que CFE tuviera el 54% de la generación eléctrica, no es solamente un asunto de convicción, es por la estabilidad del sistema eléctrico nacional”.

Consultada sobre la posibilidad de que el Estado repita la operación de 2024 y adquiera las plantas en venta, Sheinbaum aclaró que “no lo tenemos contemplado, pero tampoco niego que pudiera plantearse una posibilidad”.

Uno de los temas de mayor tensión ha sido el sistema de sociedades de autoabasto, que Sheinbaum califica de ilegales aún con las reformas energéticas de gobiernos anteriores: “Una cosa es el autoabasto propio. Pero es muy distinto que pongas generadores eólicos en el sureste y le vendas energía a una tienda en Nuevo León usando las líneas de la CFE y pagando muy poco por ello”, aclaró.

Ya en 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador había anticipado la necesidad de renegociar los contratos de autoabasto, señalando que su origen burlaba el mandato constitucional que reservaba la generación al Estado. Fue este modelo el que sustentaba gran parte de la operación de Iberdrola en el país.

La presidenta actual aseguró que van a investigar si la información es certera y concluyó: “Hay muchas empresas que tienen deseos de seguir participando en la generación eléctrica en México”.

Proyectos históricos y desinversión: de pionera en subastas a retirada

La historia de Iberdrola en México no es menor. Desde su llegada, la compañía invirtió más de 5.000 millones de dólares en el país y operó instalaciones en al menos 12 estados.

En 2017, fue la primera empresa privada en participar como compradora en una subasta de largo plazo, un paso inédito que, en su momento, marcó su compromiso con la liberalización del sector eléctrico. Además, llegó a operar capacidad instalada cercana a los 9000 MW a través de centrales de ciclo combinado, fotovoltaicas y eólicas.

En 2023, Iberdrola también anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para un proyecto solar en Nuevo León, aunque tras la venta masiva de activos en 2024, ese tipo de anuncios desaparecieron de su portafolio público.

Actualmente, Iberdrola México dispone en el país una capacidad instalada de más de 2,6 GW, a través de seis parques eólicos, tres parques fotovoltaicos y seis centrales de cogeneración y ciclo combinado. La posible venta significaría una fracción significativa del 45% restante que mantenía en el país, lo que en efecto podría ser interpretado como su retiro definitivo del mercado mexicano.

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América Latina y el Caribe han instalado 2,5 GW en sistemas de almacenamiento energético hasta junio de 2025, de acuerdo con una nota técnica publicada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Esta cifra, que incluye diferentes tecnologías, tiene un componente dominante: el 60% corresponde a sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems).

“Las baterías de ion-litio son la tecnología más implementada, debido a su modularidad, disponibilidad en el mercado y facilidad de instalación”, se detalla en el documento.

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1005 MW de capacidad BESS en operación. A este volumen se suman cinco sistemas actualmente en pruebas, que representan otros 571 MW de potencia y 2378 MWh de energía almacenada. Entre los proyectos más ambiciosos destaca el “Oasis de Atacama”, de Grenergy, con una proyección de 11 GWh de almacenamiento.

A continuación, Brasil ocupa el segundo puesto con 171,25 MW de BESS en operación. Según datos de la consultora Greener, en 2024 el país incorporó 269 MWh adicionales, lo que implicó un crecimiento del 29% interanual. Gran parte de esta capacidad abastece sistemas aislados, especialmente en regiones con difícil acceso a la red.

México, El Salvador y Argentina también muestran avances importantes, con 192 MW, 64 MW y 17,5 MW respectivamente. Al mismo tiempo, otros países como Honduras, Perú y República Dominicana han dado pasos iniciales, insertándose en una tendencia regional que se acelera.

El rol estratégico del almacenamiento y sus desafíos

Aunque los números aún estén lejos de los grandes mercados internacionales, los proyectos en funcionamiento ya evidencian su valor estructural.

“El almacenamiento permite suavizar curvas de generación, desplazar carga y ofrecer servicios como regulación de frecuencia o arranque en negro”, explicó Medardo Cadena, autor del informe y asesor del Secretario Ejecutivo de OLADE.

Además de los beneficios técnicos, el almacenamiento contribuye a reducir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia operativa y posponer inversiones costosas en infraestructura eléctrica.

En palabras de Cadena, “se trata de una herramienta estratégica que permite transformar los sistemas eléctricos en estructuras más sostenibles y resilientes”.

Sin embargo, los desafíos son múltiples. El primero es regulatorio: en numerosos países, aún no se define si el almacenamiento debe clasificarse como generación, consumo, transmisión o un servicio independiente. A esto se suma la ausencia de mecanismos que reconozcan económicamente los servicios prestados, lo que representa una barrera para el financiamiento privado.

“La falta de reglas claras y estables genera un entorno de alto riesgo e incertidumbre para los inversionistas”, se advierte en el documento.

Por otro lado, los altos costos de capital (CAPEX), la necesidad de adaptar redes eléctricas y la escasez de programas de incentivo específicos limitan la escalabilidad de la tecnología en varios mercados. Frente a este escenario, OLADE recomienda implementar marcos normativos claros, impulsar la inversión en I+D, y promover esquemas de financiamiento innovadores.

En cuanto a la diversificación tecnológica, el documento señala que, si bien los BESS dominan actualmente, otras alternativas cobran fuerza. El almacenamiento por bombeo hidráulico representa aproximadamente el 40% del total instalado en la región, con presencia significativa en Argentina y Brasil. También se exploran tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, el hidrógeno verde y sistemas gravitacionales, aún en etapas iniciales.

Por último, se anticipa un crecimiento sostenido en proyectos híbridos que integren almacenamiento con generación solar o eólica, así como una expansión del modelo descentralizado, especialmente en áreas rurales, insulares o no interconectadas.

“Estas experiencias han abierto el camino para nuevos modelos de negocio, esquemas de financiamiento y reformas regulatorias”, subraya Cadena.

De cara al futuro, la región necesita consolidar una visión estratégica compartida que articule al sector público, la iniciativa privada y los organismos multilaterales.

Tal como sostiene Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE, “la integración del almacenamiento debe ser una prioridad si se desea avanzar hacia una transición energética justa y efectiva”.

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La falta de acceso a crédito ha sido una de las barreras más significativas para el desarrollo de proyectos solares en Colombia, incluso cuando estos ya cuentan con viabilidad técnica.

En este contexto, Asomicrofinanzas, Bancóldex, el Fondo Nacional de Garantías y la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) firmaron un memorando de entendimiento para facilitar la financiación de iniciativas de autogeneración y generación distribuida, principalmente en zonas con necesidades energéticas apremiantes y potencial productivo.

El acuerdo pone especial atención en las microempresas, que representan cerca del 90% del tejido empresarial colombiano y que, por lo general, operan con recursos limitados en sectores como el comercio, la agricultura y los servicios.

Este tipo de proyectos energéticos puede significar una reducción sustancial de costos operativos y un aumento en su competitividad, particularmente en áreas rurales o con infraestructura eléctrica deficiente.

Contempla la financiación de proyectos de hasta 2 MW, sin una capacidad mínima establecida, y sin requerimientos obligatorios de almacenamiento.

“Lo importante es que el proyecto cumpla con la normativa y las especificaciones requeridas”, aclaró el presidente de ACOSOL, Miguel Hernández.

Esto implica, por ejemplo, que las instalaciones deben ajustarse al Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), así como a las disposiciones vigentes sobre autogeneración y generación distribuida en Colombia, sin que sea obligatorio incorporar almacenamiento u otros componentes adicionales.

En diálogo con Energía Estratégica explica que el acuerdo establece un modelo de colaboración entre entidades públicas y privadas, en el que los recursos serán provistos por Bancóldex, las garantías por el Fondo Nacional de Garantías y la banca tradicional actuará como canal de desembolso, pero con requisitos previamente filtrados.

La iniciativa, conocida como ‘Alianza solar por la transición energética’, se alinea con el objetivo nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, conforme a la Ley de Acción Climática.

¿Cuáles son los detalles del financiamiento?

El próximo 29 de julio, Bancóldex compartirá con los afiliados de ACOSOL las primeras líneas de crédito disponibles. A partir de esa fecha se conformarán mesas técnicas para diseñar nuevas líneas de financiamiento más adaptadas a los perfiles de usuarios.

“Con la firma de este acuerdo damos inicio a la socialización y a partir de ahí conformaremos mesas técnicas que nos permitan diseñar esquemas más eficaces y accesibles de financiación”, describió Hernández.

¿Dónde se aplicará este programa?

El acuerdo tiene como alcance todo el territorio nacional. Serán priorizadas aquellas zonas con alta vulnerabilidad energética y potencial productivo, que serán el foco de las estrategias de despliegue y capacitaciones técnicas lideradas por ACOSOL.

Regiones como la Costa Caribe, los Llanos Orientales y el suroeste colombiano enfrentan altos niveles de interrupciones en el suministro eléctrico, por lo que la energía solar puede representar una alternativa descentralizada, sostenible y resiliente que potencie el desarrollo productivo local.

La articulación entre el sector solar, el ecosistema financiero público y las entidades microfinancieras marca un precedente en Colombia. Este modelo de cooperación busca derribar obstáculos históricos y podría convertirse en referencia regional para replicar en otros países de América Latina.

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La Provincia de Buenos Aires impulsa la expansión del Plan de Generación Distribuida Solar con cinco nuevos proyectos en las localidades de Pipinas (Punta Indio), 16 de Julio (Azul), Pehuen-Co (Coronel Rosales), San Cayetano y Alberti.

Hoy, 25 de julio el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED) realizará el llamado a licitación para la instalación de cinco nuevos parques solares fotovoltaicos en el marco del Plan de Generación Distribuida Solar, implementado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), en un trabajo conjunto con la la Dirección Provincial de Energía para la identificación y selección de las nuevas locaciones.

Los nuevos parques proyectados abarcan potencias que van de 300 kWp a 1 MWp, de los cuales San Cayetano y Pehuen-Co incluirán además acumulación en banco de baterías de litio, dada las particularidades de sus demandas que implican atención de picos de consumo en horarios nocturnos. 

Estos nuevos parques solares se sumarán a los 26 que ya se encuentran en funcionamiento en diferentes puntos de la provincia y al sistema Híbrido de la Isla Martín García, lo que dará como resultado una potencia solar instalada de 11.5 MWp en distintas localidades de la provincia.

Potencias de cada parque

• Pipinas: 300 kWp
• 16 de julio: 300 kWp
• Alberti: 500 kWp
• San Cayetano 400 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 800 y 1.000 kWh
• Pehuen- Co: 1000 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 2.000 y 3.000 kWh

El objetivo de sumar generación fotovoltaica en la Provincia es ofrecer soluciones energéticas sustentables en localidades que presentan condiciones críticas en la red de distribución eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea de distribución. 

Esta estrategia permite:

• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local en plazos breves de ejecución.
• Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte.
• Sustituir generación diésel por energía renovable.
• Aumentar la oferta eléctrica para impulsar emprendimientos productivos y el desarrollo local y regional.
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local, en tiempos de ejecución y puesta en servicio menores a las alternativas tradicionales y permitiendo diferir obras de mayor envergadura y plazos de ejecución, como lo son las obras de Alta Tensión.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un anteproyecto que podría transformar el esquema de permisos de generación en México para proyectos de autoconsumo interconectado de entre 0,7 y 20 MW. Esta nueva normativa habilitaría un trámite simplificado que, según los especialistas, representa una señal clara para el sector industrial, con un impacto directo en la agilización de procesos y la reactivación de inversiones.

«La industria necesita más capacidad ya que las redes están muy limitadas, esta medida es un instrumento que puede fomentar el crecimiento del sector», señaló Paolo Salerno, Managing Partner de SAENERGIA, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que: esta medida envía señales claras a la industria: “El mercado no está paralizado, sigue avanzando”. 

El objetivo del cambio regulatorio es agilizar los procesos administrativos y facilitar la autorización de proyectos de autoconsumo, una figura clave en un contexto de alta demanda energética. La nueva normativa se alinea con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley General de Mejora Regulatoria, que promueven políticas de simplificación administrativa y fortalecimiento de capacidades tecnológicas.

El nuevo esquema firmado por Juan Carlos Solís Ávila, director general de la CNE, es similar al permiso de abasto aislado que existía previamente, pero con una diferencia central: ahora el límite de capacidad está acotado a un rango de 0,7 a 20 megavatios.

El nuevo modelo elimina la necesidad de un permiso tradicional de generación para proyectos en este rango de potencia, lo que permitiría a las empresas acceder a un trámite mucho más ágil. «La gran diferencia con la normativa anterior es la velocidad. Esto va a liberar de una forma más rápida el otorgamiento de permisos», aseguró el representante de SAENERGIA.

Los principales beneficiarios de este cambio serán los parques industriales y el sector manufacturero, que enfrentan actualmente restricciones debido a la limitada capacidad de transmisión y distribución eléctrica. «La industria será el actor que más se va a  favorecer con este reglamento, puede fomentar el aumento de su capacidad y creo que es uno de los sectores que más impulso va a tener en este sexenio», señaló Salerno.

En términos de plazos, el proceso tradicional puede demorar entre 18 y 24 meses aproximadamente. Si bien no hay definición de cuáles serán los tiempos específicos para que la autoridad resuelva las solicitudes, la expectativa con el nuevo esquema es que se minimicen, y  si se lograra reducir a un año, sería un «excelente resultado» bajo la mirada del entrevistado.

Sin embargo, el ejecutivo advirtió que aún falta camino por recorrer. Aunque el anteproyecto fue presentado ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), y aprobado por el Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía el 7 de julio de 2025, entrará en vigor tras la publicación de los nuevos reglamentos del sector eléctrico, la cual se espera para septiembre.

El acuerdo establece requisitos claros para acceder al trámite simplificado: se deberá presentar información técnica del proyecto, diagrama unifilar, plan de financiamiento, acreditación de experiencia en proyectos similares y los resultados del Estudio de Impacto del Centro Nacional de Control de Energía.

Además, para los sistemas de generación intermitente como la eólica o la solar, los desarrolladores necesitan indicar si se cuenta con respaldo propio o contratado, e inyectar energía a la Red Nacional de Transmisión o Redes Generales de Distribución.

Más allá de la simplificación de permisos, la industria pone el foco en la necesidad de fortalecer la infraestructura de transmisión y distribución. En este sentido, la reciente estrategia de fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)  publicada por el Gobierno es vista como un complemento fundamental. «El gobierno está haciendo un esfuerzo importante, pero la industria privada también tiene que ver cómo apoyar. Es fundamental contar con estos documentos estratégicos para tener claridad hacia dónde va el país», apuntó Salerno.

«El anuncio es un mensaje positivo para el sector. Pero hasta que no se publique el reglamento, no hay proceso completo», aclaró.

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En el proceso de calificación de instalaciones de transmisión parece haber una indiscutida sintonía en la industria eléctrica, aún más, incluso el legislador estuvo de acuerdo en que es necesario revisar ciertos aspectos. El Diálogo ACEN “Líneas de transmisión dedicadas y zonales: ¿hay que ajustar el reglamento que las califica?”, que se realizó el 23 de julio, reflejó esa unanimidad con matices por supuesto entre los cuatro gremios directamente involucrados.   

Quizás la más citada fue la palabra estabilidad, cuya falta, según ACEN, se puede convertir en una barrera hacia los clientes elegibles al tomar decisiones. El contexto legal fue abordado en la intervención inicial por Javiera Méndez, socia y directora ejecutiva en Valgesta Legal, quien remarcó que la función y la definición original de las líneas tiene que seguir estando en el centro de la calificación.

“Hoy día no cambia la funcionalidad de una línea zonal, sigue siendo de servicio público, si es que su principal función es abastecer a los clientes en zonas de distribución. Bajo esa lógica, recalificarla cada cuatro años genera una serie de inconvenientes y no se justifica. Lo que está sucediendo es que son los propios clientes regulados elegibles, que hoy día son más dada la baja de umbral a 300 kilos, quienes por optar por tarifas más baratas en generación están cambiando el guarismo de las líneas de uso mixto”, sostuvo Méndez.

Por su lado, Andrés Vicent, Director de Regulación y Estudios en Empresas Eléctricas, comentó que a veces es necesario una recalificación “porque la topología de la red de transmisión cambia. Estamos en un mundo dinámico donde es necesario cada cierto tiempo revisar y pensar, dada la mecánica y las dinámicas del mercado y de los clientes»

«Ahora, con la frecuencia y volatilidad que se está viendo, ahí creemos que no. Todos se ven perjudicados en una recalificación permanente que genera inestabilidad, incertidumbre, volatilidad y eso en la toma de decisiones de las inversiones es aún más complejo”, agregó. 

Según Jorge Candia, Director de Estudios y Regulación en Transmisoras, esto se relaciona con la vocación funcional de las instalaciones de transmisión, “si tengo instalaciones que son calificadas para abastecer demanda regulada, no tiene sentido que cada 4 años se tenga que recalificar según la capacidad instalada de agentes que decidieron entrar al mercado y cambiaron totalmente la posición de agentes incumbentes que no participaron de esa decisión. El problema es la variabilidad que tiene el guarismo para la calificación de esas instalaciones. Por parte de Transmisoras, no nos hace sentido muchas veces que este guarismo dependa por ejemplo de la capacidad instalada y no de la generación real, en un contexto de transición energética donde tenemos mucha generación renovable variable”. 

Añadió que las decisiones que toman los últimos clientes pueden terminar impactando a todo el resto de los clientes incumbentes porque, nuevamente, modifican este guarismo que es variable en el tiempo dependiendo de las decisiones de generación y de la demanda. “Buscamos que la recalificación sea acotada, sea previsible e idealmente sea invariable. Buscamos una previsibilidad y una estabilidad en los umbrales que se utilizan en la recalificación”, enfatizó.

El Secretario Ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, explicó que el Decreto 10 estableció que aquellas instalaciones que sean utilizadas por clientes libres en más de un 51% pasan a ser instalaciones dedicadas. Antes ese guarismo era 90%, por lo tanto, ello daba más estabilidad a la calificación. “El guarismo no depende de una ley, basta con una definición de alguien que esté inmerso en la redacción del decreto para cambiarlo”.      

Sin duda, según Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, “aquí hay un riesgo, una incertidumbre que los actores no lo están pudiendo gestionar y esto genera ineficiencias. Nuestra regulación debería avanzar es no complicarles la vida a los clientes. Coincido en que hay que buscar algún equilibrio que vaya más en la lógica del nuevo sistema eléctrico que tenemos y con foco en las necesidades del cliente”. 

En tanto, Andrade señaló que la visión de ACEN es que la Ley y el Reglamento fueron bastante claros en señalar qué instalaciones tenían que ser de cada uno de estos segmentos. “La Ley dice que pertenecen a estos segmentos aquellas instalaciones que están dispuestas esencialmente. De acuerdo con la Real Academia Española (RAE), dispuestas esencialmente son aquellas cosas que fueron construidas para. No se está hablando del uso posterior, sino que del uso original. Conforme a esa interpretación de la Ley, nuestra posición es que las instalaciones de transmisión zonal fueron construidas para atender a usuarios en servicio público, por lo tanto, independiente del uso posterior de la línea eso es algo invariable. Lo que fue construido para atender a clientes regulados, independiente del uso que se les dé posteriormente, tiene que continuar siendo calificado en esa instancia”.

Más aún, puntualizó que la Ley es clara al señalar que solamente hay una condición bajo la cual puede ser recalificada y se refiere específicamente a instalaciones de transmisión dedicadas que han sido objeto de algún tipo de ampliación, modificación definida por los planes de expansión. En ese caso, tiene que pasar a ser parte de alguno de los otros segmentos ya sea transmisión nacional, zonal o de polo de desarrollo. 

Añadió que la mirada de ACEN “es que la calificación sencillamente no se puede estar recalificando. El día de mañana cuando tengamos niveles de elegibilidad más bajo, ósea niveles de potencia conectada más bajos, este problema se nos va a presentar de nuevo, más allá del ajuste que podamos hacer a este guarismo. Si avanzamos en el mercado libre podría darse en un futuro, usando la metodología actual, que todas las instalaciones pasarían a ser dedicadas”.    

En la oportunidad, remató los comentarios anteriores Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, quien indicó que para la CNE “el proceso de calificación es un proceso que es necesario que esté contenido dentro de la regulación del sistema».

«Obviamente hay que evaluar y hacer algunas mejoras. Su periodicidad está en Ley, por lo tanto, es difícil de cambiar y creo que vamos a seguir un buen rato con el tema de cada cuatro años. Es evidente que hay que ir revisando la funcionalidad como para qué están dispuestas las instalaciones. Tenemos que reconocer que hay una evolución del sistema, no solamente por la calificación centralizada, sino que también cuáles han sido las decisiones de distintos actores y agentes que están presentes en el mercado. Eso también genera distintas condiciones, situaciones, para un montón de otros agentes. La forma, el guarismo son perfectibles. Tenemos el espacio para hacerlo. Ahora estamos en la modificación del Reglamento”, enfatizó.

Finalmente, Muñoz agregó que “sabemos que hay cosas que son perfectibles y otras que efectivamente se deberá modificar conforme a la Ley 21.721 que fue publicada en diciembre pasado. Reconocemos que acá hay un espacio, tenemos que hacer mejoras en los procesos”.

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Future Energy Summit (FES), prepara nuevas cumbres clave para Brasil, Perú, Colombia y Chile, donde se seguirán analizando oportunidades nuevos negocios en el camino de la transición energética con amplios paneles de debate y espacios exclusivos de networking.

FES continuará su gira 2025 de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables tras lo hecho durante el semestre del año con eventos de Argentina, República Dominicana, México y España, que cada uno de ellos reunió a más de 400 líderes de la industria energética.. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Una de los puntos destacados es que todas las cumbres FES tuvieron y tendrán transmisiones virtuales, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube. 

El objetivo de ello es impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías y difundir las últimas novedades de la agenda renovable junto a periodistas especializados; como también conectar empresas y líderes para generar sinergias y networking de más alto nivel.

Por ejemplo, FES Argentina -realizado a fines de febrero- tuvo dos transmisiones en vivo a lo largo de ambos días de evento que suman miles de visitas e interacciones en simultáneo.

Además, dicho encuentro contó con la particularidad de que hubo un streaming con cobertura especial en vivo por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, por el que pasaron CEOs, directores, expertos en energías renovables y funcionarios gubernamentales, y donde se analizaron los paneles de debate al momento. 

Bajo esa misma es que continuarán los próximos eventos organizados por FES para lo que resta del año. La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos acontecimientos para avanzar en su transición energética, como la subasta de reserva de capacidad con baterías, las concesiones para parques eólicos offshore y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará a dicho país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, en un contexto de plena expansión de proyectos de generación y transmisión, sumado a la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos que motivaría nuevas licitaciones.

Casi un mes más tarde será el turno de FES Colombia, los días 21 y 22 de octubre, quinta edición en el país que se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar solicitudes de puntos de conexión, a la par que se inició un proceso de la nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años, incluyendo la participación de sistemas BESS, aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh. 

Y tantos esas transmisiones como todas aquellas de FES Argentina, FES Caribe, FES México y FES Iberia quedarán disponibles en el canal oficial de YouTube de Future Energy Summit para que cualquier persona pueda revivir y volver a disfrutar de los más de cientos de disertantes en diversos paneles de debate, en los que se abordaron las perspectivas 2025, el futuro de proyectos renovables, tendencias, tecnologías emergentes y el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com. ¡No se pierda la oportunidad de participar! ¡Nos vemos en FES!

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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El sector renovable de Chile está a la espera de nuevas licitaciones de suministro a largo plazo para clientes regulados, que aporten previsiones de cara a los próximos años. 

Si bien este año la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya tiene prevista una convocatoria de corto plazo por 1680 GWh, para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 hasta el cierre del 2030, desde la industria eléctrica aseguran que pronto se reactivarán las subastas para mayores períodos de suministro. 

“La CNE trabaja en licitaciones de largo plazo, con inicio de suministro entre el 2030 y el 2031. Incluso hay un llamado a participar en una mesa de discusión, con el objetivo de perfeccionar las bases y que las licitaciones sean más atractivas para los clientes y generadores”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que, según el informe final de licitaciones 2024, existe un volumen total de 20500 GWh a subastar en seis procesos distintos, que se ejecutarían entre 2026 y 2028. Mientras que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación y entregar energía a partir de 2029 en adelante, con un cronograma escalonado:

• En la licitación de 2026, se licitarán 1.300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029, 1.000 GWh/año a partir de 2030 y 3.400 GWh/año desde 2031.
• La subasta de 2027 prevé 1.800 GWh/año para 2032 y 7.000 GWh/año a partir de 2033.
• La convocatoria de 2028, se subastarán 6.000 GWh/año con inicio de suministro en 2034.

Estas licitaciones de suministro no sólo apuntarían a cubrir nueva demanda, sino también a reemplazar contratos caídos correspondientes a procesos anteriores, situación que está reconfigurando la planificación energética del país.

Es decir que el proceso incluye un componente particular a comparación de otros años: la relicitación de contratos desistidos por empresas adjudicatarias que decidieron no ejecutar los proyectos por diversos motivos. 

«Por las razones que sean, la CNE hace cobro de la garantía respectiva con la aprobación de las distribuidoras y se da por terminado anticipado el contrato o no iniciado, dependiendo del PPA. Y ese volumen de energía que quedó vacante deberá ser nuevamente licitado», explicaron fuentes del sector renovable.

Una estrategia integral para el mercado eléctrico

Desde la CNE se plantea esta serie de licitaciones como una estrategia integral que servirá de termómetro para conocer el nivel de interés del mercado por los contratos de largo plazo bajo la modalidad de PPA regulados. Aunque los procesos son diferentes entre sí, forman parte de un mismo plan estructurado.

«La idea es que este proceso sirva como un test respecto al apetito que hay con los PPA regulados», aseguraron desde la industria eléctrica. Esto permitirá evaluar cómo responde el mercado a las oportunidades de contratación de suministro a largo plazo, un factor clave para la estabilidad del sistema eléctrico chileno.

En paralelo, la mesa de discusión técnica convocada por la CNE tendrá la misión de revisar y mejorar las bases de licitación, con el objetivo de aumentar la competitividad de los procesos y atraer mayor participación tanto de clientes como de generadores. «Se trata de procesos distintos, pero que pueden ser vistos bajo la misma estrategia», remarcaron las fuentes del sector renovable.

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José Irastorza, business development director de Risen Energy, brindó una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, uno de los principales foros de discusión técnica y comercial del sector energético iberoamericano, donde reveló los principales avances tecnológicos de la compañía en módulos fotovoltaicos y almacenamiento, con una hoja de ruta clara hacia la alta eficiencia y la flexibilidad operativa para el segmento comercial e industrial.

“Hemos certificado una célula de 30,99% de eficiencia”, subrayó sobre la tecnología que permite el desarrollo de módulos de hasta 850 vatios pico (Wp) por unidad. Este avance se sustenta en la tecnología HJT Tandem con perovskita, una línea iniciada por la compañía en 2018 y que hoy ya comercializa módulos de 735 Wp, con una proyección escalable a partir de 2027.

Aunque mantienen producción en tecnología TopCon para mercados que lo demandan, el ejecutivo aclaró que “la apuesta completa va por la línea del HJT”, reafirmando así la estrategia a largo plazo de Risen Energy basada en eficiencia y diferenciación tecnológica.

Almacenamiento inteligente y soluciones C&I

El desarrollo de almacenamiento energético es el segundo gran eje de la compañía. En este terreno, Risen Energy ha rediseñado sus soluciones para ofrecer mayor densidad energética, eficiencia térmica y modularidad.

“Todos nuestros productos de gran escala han pasado a ser refrigerados por líquido”, afirmó Irastorza, permitiendo comprimir 5 MWh en contenedores de 20 pies, frente a los 40 pies previos.

Entre sus nuevas configuraciones destacan:

• Cabinas de 836 kWh para dos horas de respaldo.

• Un contenedor de 3,76 MWh para aplicaciones de una hora.

• El sistema Stackable, una solución modular de entre 42 y 120 kWh, diseñada especialmente para el mercado comercial e industrial (C&I).

Además, Risen Energy ofrece dos versiones all-in-one que integran PCS y protecciones, adaptándose a las distintas necesidades industriales.

“Tenemos una solución que reconecta en menos de 20 milisegundos para que no haya ningún pestañeo en la industria”, destaca el ejecutivo sobre las aplicaciones más sensibles a interrupciones eléctricas.

La compañía también ha innovado en los modelos de mantenimiento y garantías. Su Long Term Service Agreement (LTSA) ha sido optimizado, junto con una nueva garantía flexible basada en ciclos de uso, que se ajusta a las necesidades reales del cliente.

“El cliente español hoy no tiene claro cuál es la forma en la que va a capturar la mayor rentabilidad sobre su batería”, explica Irastorza, motivo por el cual buscan evitar ataduras contractuales inflexibles.

Europa y LATAM: expansión desde Madrid

Desde su base europea, Risen Energy coordina una estrategia de expansión en múltiples mercados clave, de modo que la compañía se ha preparado desde 2023 para abordar todos los mercados de LATAM y Europa desde Madrid.

En Europa, la empresa está activa en España, Portugal, Italia, Grecia, Irlanda, Benelux y Europa del Este, mientras que en América Latina tiene proyectos en Brasil, Chile y México, además de conversaciones en curso en otros países de la región.

No obstante, el ejecutivo reconoció que el crecimiento aún enfrenta obstáculos, principalmente la falta de marcos regulatorios y mecanismos de financiación que permitan avanzar más rápidamente en los desarrollos.

“De todo modos, siempre hay novedades en los clientes que te abren los ojos y alimentan el pensamiento”, afirmó el business development director, en referencia a los aprendizajes obtenidos en foros internacionales.

Dale play al video para ver la entrevista completa con José Irastorza de Risen

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=Gx8LBnXCpRo

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El próximo 29 y 30 de julio, Montevideo será sede del XI Congreso LATAM Renovables “EnergIA Inteligente”, uno de los encuentros más influyentes del sector energético regional, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

El evento contará con la participación del recientemente electo presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, en una señal clara del respaldo político que tendrá esta nueva edición, llamada a marcar hitos en la planificación energética del país y de América Latina.

“LATAM Renovables ya es un clásico, un punto de encuentro en el sector. Como cada año, nos juntamos actores del sector público, privado, académico y de la sociedad civil para confluir en un espacio de diálogo”, indicó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica. 

El Congreso, que ha funcionado históricamente como espacio para anuncios oficiales y balances de gestión, se posiciona este año como una plataforma fundamental para abordar la necesidad de definir una hoja de ruta clara para la incorporación de nueva capacidad renovable en Uruguay. Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“El foco principal de este año se vincula con la inteligencia artificial (IA) y la energía. Ahí estamos dando una mirada de dos ejes. Por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro, (1:06) los desafíos que implica, como el consumo de energía que le conlleva al sector energético un desafío adicional”, explayó Oroño. 

Entre las figuras destacadas que formarán parte de las jornadas se encuentran la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, quienes aportarán su visión sobre el momento actual del sector y los próximos pasos para fortalecer la transición energética.

Además, el evento contará con la participación del ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, quien ofrecerá una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sistema energético latinoamericano, en un contexto donde la integración regional, la seguridad energética y la competitividad ganan protagonismo.

Hidrógeno, generación distribuida y un debut estratégico

Uno de los ejes centrales del Congreso será el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. 

Junto a esta temática, se analizarán avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluirá un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

Movilidad eléctrica: una prioridad estratégica

Uruguay ha logrado consolidarse como uno de los países líderes de América Latina en movilidad eléctrica, tanto por su marco normativo como por su desarrollo tecnológico. Por eso, el Congreso LATAM Renovables dedicará un par de paneles al análisis del estado actual de la movilidad sostenible, con la presencia de actores clave del sector público y privado.

Se debatirá sobre el impacto de la regulación vigente, los desafíos pendientes para ampliar la infraestructura de carga, y se presentarán proyectos innovadores que ya están en curso. En paralelo, se desarrollará un showroom de vehículos eléctricos, ofreciendo a los asistentes la posibilidad de conocer de cerca las nuevas tecnologías disponibles.

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

Otro de los momentos relevantes del encuentro será la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se destacará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100”, una iniciativa que promueve el liderazgo joven en el sector energético a nivel global.

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología. Esta participación refuerza el compromiso del evento con una transición energética justa, diversa e inclusiva.

Con una agenda cargada de temas estratégicos y la presencia de las máximas autoridades nacionales, el Congreso LATAM Renovables se perfila como un espacio esencial para debatir, consensuar y trazar el futuro energético de Uruguay. Las discusiones no solo girarán en torno a las necesidades del presente, sino que también buscarán proyectar el país hacia los próximos desafíos: descarbonización del transporte, integración regional, exportación de energía limpia y consolidación de la seguridad energética.

En tiempos de transición global, el rol de Uruguay como ejemplo regional será analizado a fondo en este foro, que promete dejar definiciones clave para el mediano y largo plazo.

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El sector energético de Argentina sufrió un nuevo revés en un área clave: Osvaldo Rolando presentó la renuncia como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). 

La renuncia se dio el pasado miércoles 23 de julio ante el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía de la Nación, María del Carmen Tettamanti. Y su salida se debe a “motivos estrictamente personales”, según informaron desde la cartera energética nacional y será efectiva a partir del 1 de agosto. 

Es decir que se irá luego de orientar el proceso Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de los contratos de concesión de Edenor, Edesur, Transener y otras transportistas, lo que derivó en aumento de tarifas eléctricas y propuestas para mejorar el servicio. 

Lo que sorprende es que la renuncia llegó a menos de un año desde que asumió el cargo, ya que a fines de octubre del año pasado sustituyó a Darío Arrué como interventor del organismo con el aval de Daniel González y en medio de una seguidilla de cambios en áreas claves del sector energético de Argentina.

Y cabe recordar que el ahora ex N°1 del ENRE posee más de cuatro décadas en el sector eléctrico, incluyendo la presidencia en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) entre 2011 y 2015 y la titularidad de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica de la Nación entre 2015 y 2017.

Incluso, antes de ser confirmado como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad fue uno de los principales asesores de la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), en aquel entonces bajo la nómina de Mario Cairella, quien dejó dicho puesto en marzo del presente año (ver nota). 

Además, la salida del organismo que controla a las generadoras y transportistas de electricidad de todo el país -y a las distribuidoras Edenor y Edesur- se da pocos meses antes de la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, producto de la unificación de ENRE con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), conforme al Decreto 452/2025

Y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad funcionará bajo la órbita de la Secretaría de Energía y será dirigido y administrado por un Directorio integrado por cinco miembros: presidente, vicepresidente y tres vocales, todos designados por el Poder Ejecutivo Nacional. 

Bajo ese contexto, todavía se desconoce quién reemplazará a Osvaldo Rolando como interventor del organismo o si su salida acelerará la unificación entre ENRE y ENARGAS para dar lugar a la nueva entidad que controlará y deberá dar cumplimiento a las obligaciones de la industria eléctrica y del gas natural. 

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ENGIE Chile festejó la puesta en marcha de tres parques de generación y almacenamiento de energía limpia, así como también anunció un importante hito para continuar construyendo un futuro más sostenible.

Se trata del inicio de construcción del Parque Eólico Pampa Fidelia, un nuevo proyecto que contará con 51 aerogeneradores, que sumarán 306 MW de capacidad, que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, esta iniciativa podrá abastecer el equivalente a 300.000 hogares del país con energía 100% renovable, una vez que entre en operación comercial en el primer semestre de 2027. Esto contribuirá significativamente a la reducción de 91 mil toneladas de emisiones de CO2 al año.

“Solo en 2025 hemos logrado conectar 468 MW de energía verde a la matriz energética del país y hoy estamos contentos de celebrar este gran logro para nuestra compañía así como también para Chile anunciando un nuevo proyecto: el Parque Eólico Pampa Fidelia. Todo este trabajo es clave en nuestra ambición de contar con una capacidad instalada de 3.5 GW en 2027, de los cuales más de un 60% serán de energía renovable y almacenamiento. Nuestra transformación, de la mano de la salida del carbón, es mucho más que un plan, es una realidad”, sostuvo Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile y quien asumirá la Gerencia General de la compañía el próximo 1 de agosto.

Más energía renovable para Chile

En el evento, denominado “Más energía renovable para Chile”, la compañía celebró la entrada en operación comercial de BESS Tamaya, Parque Eólico Kallpa y BESS Capricornio. En conjunto, estos tres sitios ubicados en la región de Antofagasta y que fueron conectados al sistema durante este primer semestre de 2025, suman 468 MW de capacidad instalada.

La ceremonia fue liderada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile; y Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile; y contó con la presencia de la Seremi de Energía de la región de Antofagasta, Dafne Pino; la Seremi (S) de Salud, Leonor Castillo; la Seremi de Agricultura, Karina Araya, el alcalde de Antofagasta, Sacha Razmilic; el alcalde de Taltal, Mario Acuña; el alcalde de Mejillones, Marcelino Carvajal; entre otras autoridades regionales, locales, representantes de la comunidad y ejecutivos de la compañía.

“En pocos años hemos transformado radicalmente el portafolio de ENGIE Chile. En 2018 contábamos con un 1% de capacidad instalada en energías renovables y hoy en 2025 esa cifra se ha incrementado a un impresionante 45%. Nos hemos alejado gradualmente de la generación de carbón, hemos expandido significativamente nuestra huella de energía limpia y surgido como líderes en soluciones de almacenamiento de energía. Esta transformación ha sido impulsada por un profundo respeto por las personas y su entorno, construido a través de un diálogo continuo y significativo con las comunidades”, expresó Rosaline Corinthien. 

«Hoy como región y país celebramos un avance concreto en nuestra ruta hacia la descarbonización: la entrada en operación comercial de tres proyectos emblemáticos. Para el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, la convicción es clara; la transición energética debe ser Socioecológica Justa. Una transición que no solo transforme la forma en que generamos energía, sino también los territorios; que respete la historia, la cosmovisión y los derechos de las comunidades a ser protagonistas del desarrollo. Una transición que impulse el empleo, la formación, los encadenamientos productivos y que, por sobre todo, no deje a nadie atrás”, dijo Dafne Pino.

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El gobierno de Colombia publicó a consulta ciudadana el proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Solar para proyectos de energía solar (LASolar), aplicable a instalaciones con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). El documento fue elaborado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y bajo la orientación del presidente de la República. También cuenta con su respectiva memoria justificativa.

“El cuidado de la naturaleza es una responsabilidad irrenunciable, y la lucha contra la crisis climática, una urgencia inaplazable. La justicia ambiental es un compromiso con la vida, con los territorios y con las generaciones futuras. Con la LASolar, avanzamos hacia un licenciamiento ambiental estratégico, racional y participativo, alineado con la Transición Energética Justa”, señaló la directora general de la ANLA, Irene Vélez Torres.

La medida busca optimizar el procedimiento de licenciamiento para proyectos de bajo impacto ambiental, reduciendo tiempos y mejorando la calidad de la información técnica. También incentiva a los usuarios a optimizar el diseño de sus proyectos y a acortar los tiempos de elaboración de los estudios de impacto ambiental. Como instrumento estratégico para el sector de renovables, la LASolar reconoce el carácter de utilidad pública y beneficio social de estas actividades, y contribuye a acelerar el desarrollo de energía limpia en Colombia.

Gracias a la experiencia y capacidades tecnológicas del Centro de Monitoreo Ambiental de la ANLA, la entidad podrá desempeñar un rol más activo en la etapa de preparación de los proyectos, emitiendo Términos de Referencia Específicos y suministrando información útil para la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental.

Con la LASolar, la ANLA contará con plazos definidos: tras la radicación, tendrá 5 días hábiles para verificar los documentos y emitir el auto de inicio; luego, dispondrá de 10 días hábiles para requerir información adicional si es necesario. El solicitante tendrá hasta 30 días hábiles para responder, con posibilidad de prórroga. Finalmente, una vez recibida esa información, la ANLA contará con 10 días hábiles para pronunciarse sobre la viabilidad y emitir la respectiva decisión.

Este nuevo esquema permitirá reducir en un 70% el tiempo en el trámite de licenciamiento ambiental ante esta autoridad. Además, se consolida como un mecanismo institucional que aporta de manera directa al cumplimiento de los compromisos internacionales adquiridos por Colombia frente al cambio climático, particularmente en el marco de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC).

El proyecto también promueve mecanismos de asociatividad con comunidades locales y gobernanza social para las transferencias del sector eléctrico. Se enmarca en las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026, que promueve la democratización de la energía, la participación de las comunidades en el desarrollo de proyectos sostenibles y el fortalecimiento institucional en torno a la transición energética.

La ANLA reafirma su compromiso con una transición energética justa, eficiente y territorialmente equilibrada.

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Panamá da el primer paso concreto en su estrategia de transición energética con la apertura de la licitación LPI ETESA 01-25, convocatoria destinada a 135 MWEq de volumen de energía y 35 MW de potencia.

Este proceso busca contratar suministro de energía y potencia firme, exclusivamente proveniente de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación a partir del 1 de enero de 2029 y contratos PPA con una vigencia de hasta 20 años.

La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), responsable de gestionar la convocatoria, invita a empresas locales e internacionales a presentar sus propuestas en esta competencia, que representa la primera etapa operativa del cronograma plurianual de subastas eléctricas anunciado por el gobierno panameño.

«La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador», enfatiza Juan Manuel Urriola, Secretario Nacional de Energía de Panamá, en diálogo con Energía Estratégica.

La licitación pública para hidroeléctricas y eólicas estará abierta hasta el 30 de octubre (fecha en que se hará la apertura de sobres) y el 12 de noviembre se revelarán los resultados preliminares, aunque las ofertas estarán en evaluación hasta el 20/11.

Mientras que la resolución de adjudicación se publicará el 22 de diciembre y, de no haber objeciones o comentarios que retrasen el sector, la adjudicación firme será el 5 de enero de 2026 y la firma de contratos se llevará a cabo hasta el 24 de febrero de dicho año.

Contratos a largo plazo y exigencias técnicas claras

Un aspecto destacado del pliego LPI ETESA 01-25 es la extensión de los acuerdos hasta 2048, lo que otorga previsibilidad tanto al sistema eléctrico como a los desarrolladores. La convocatoria se divide en dos categorías:

• Renglón 1: Energía proveniente de nuevas plantas eólicas e hidroeléctricas con regulación menor a 90 días.

• Renglón 2: Potencia firme, exclusivamente para nuevas centrales hidroeléctricas bajo los mismos parámetros.

«Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos, y eso termina reflejándose en precios más altos para el consumidor», advierte Urriola.

Según explica, al ampliar el horizonte contractual a dos décadas, se logra diluir el costo inicial de los proyectos, lo que genera tarifas más competitivas y predecibles. Este enfoque no solo facilita la planificación financiera, sino que también reduce el riesgo asociado al desarrollo de infraestructura renovable, estimulando la llegada de capital internacional.

Por otro lado, la licitación impone requisitos técnicos estrictos para asegurar la confiabilidad del sistema. Solo podrán participar proyectos que cuenten con licencia definitiva o contrato de concesión otorgado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

«La primera licitación se enfoca en nuevas centrales eólicas e hidroeléctricas con entrada en operación en 2029«, aclara el funcionario.

Además, se exige que los aerogeneradores cuenten con certificación internacional tipo IEC 61400-1 y que las turbinas eólicas correspondan a tecnologías tipo 3 o 4, con capacidad de control de voltaje y regulación de potencia real y reactiva, conforme al Código de Redes Eólico de Panamá.

El proceso también considera la sincronización con la expansión de la red de transmisión, a cargo de ETESA, garantizando así una integración ordenada de los nuevos proyectos.

Seguridad energética y participación internacional

Una de las decisiones más relevantes del diseño de esta licitación es la exclusión, en esta etapa, de la tecnología solar fotovoltaica. Aunque se reconoce su creciente competitividad en precios, el gobierno prioriza por ahora las fuentes capaces de brindar cobertura durante las 24 horas del día.

«En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar fotovoltaico puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología, lo que dejaría sin cobertura los periodos en los que no hay generación solar, como las noches», explica Urriola.

No obstante, el cronograma nacional ya prevé una convocatoria exclusiva para energía solar en 2026. De esta forma, se garantiza su incorporación progresiva sin comprometer la estabilidad del sistema.

El proceso LPI ETESA 01-25 abre una oportunidad tanto para compañías panameñas como para actores internacionales interesados en el mercado eléctrico del país.

«Esperamos una participación dinámica de empresas locales con experiencia en proyectos renovables, así como el ingreso de nuevos inversionistas regionales y globales interesados en el mercado panameño», afirma.

La posibilidad de presentar ofertas a través de consorcios o asociaciones accidentales fomenta la cooperación entre empresas, facilita la transferencia tecnológica y contribuye a la creación de empleo. Los participantes deberán presentar una fianza de 25.000 dólares por cada MW ofertado, además de acreditar su capacidad técnica y financiera, incluyendo experiencia en operación y mantenimiento de parques eólicos o centrales hidroeléctricas.

Esta primera licitación se inscribe en el Cronograma Anual de Licitaciones Eléctricas, un instrumento que dota al mercado panameño de previsibilidad y orden en la expansión de su matriz energética. Entre 2025 y 2028, se prevé realizar al menos cinco procesos competitivos que permitirán incorporar más de 2.700 MW de capacidad nueva, de acuerdo con cifras oficiales.

«Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria», concluye Urriola.

Con esta licitación, Panamá inicia una etapa clave para acelerar la descarbonización de su matriz y consolidar un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y sostenible.

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En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, Alejandro Ramos, Sales Director Spain & Latam de Schletter, detalló la estrategia global y regional de la empresa. El proveedor internacional de estructuras metálicas para energía solar busca reforzar su presencia en Europa, especialmente en la península ibérica, y expandirse con fuerza en América Latina.

“Nuestro objetivo principal es consolidarnos en Reino Unido, Francia, Holanda y Alemania, donde ya tenemos una posición sólida, pero también queremos extrapolar ese modelo al mercado de Iberia”, manifestó Ramos.

En cuanto al mercado ibérico, el ejecutivo reconoció que los desafíos regulatorios y la madurez del sector hacen que el avance sea más pausado en comparación con otros países europeos. “Todos sabemos lo que sucede en Iberia, que es un poco más complicado. Quizás al ser un mercado más experto, las cosas van un poco más lentas”, comentó.

Sin embargo, Schletter ha identificado un nicho estratégico en inversores y desarrolladores provenientes de Holanda y Alemania interesados en desplegar proyectos solares en España. “Hemos encontrado una muy buena sinergia con ellos y queremos desarrollar ese potencial”, agregó el directivo.

En Latinoamérica, la compañía sigue avanzando en su estrategia de expansión con el mismo modelo de soluciones llave en mano, apostando por la personalización y la rapidez de instalación. La empresa está atenta a las tendencias en sistemas de seguimiento solar y la adaptación de estructuras a las particularidades geográficas de la región.

Schletter no solo ofrece el suministro de soluciones avanzadas para proyectos fotovoltaicos en suelo, sino también un servicio integral de ingeniería, que incluye el diseño y la implementación de estructuras adaptadas a cada proyecto. “Contamos con una ingeniería de desarrollo que se encarga de la especialización de cómo implementar esas estructuras metálicas en el suelo”, explicó el ejecutivo, quien remarca que el foco está en facilitar al cliente una solución completa.

En ese sentido, Schletter ha comenzado a ofrecer también la instalación directa de sus estructuras, una estrategia que busca “facilitar la vida de nuestros clientes desarrolladores”, apuntó el directivo. Esto representa un movimiento estratégico clave para diferenciarse en un mercado altamente competitivo.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Alejandro Ramos de Schletter

👉 Ver en YouTube: https://youtu.be/2KpszSus5GA

Uno de los aspectos destacados por la compañía es la capacidad de sus sistemas para mejorar la bancabilidad de los proyectos solares. “El retorno de la inversión de nuestra estructura es uno de los mayores del mercado”, sostuvo Ramos, haciendo hincapié en los bajos costes de contingencia y en un mantenimiento prácticamente nulo.

Además, Schletter ha ampliado sus garantías estructurales y anticorrosión sin que eso afecte al coste inicial del proyecto, un elemento crucial para los desarrolladores e inversores, según apuntó el representante de la compañía.

Actualmente, la empresa desarrolla sistemas de inclinación fija, diseñados para facilitar la instalación rápida en todo tipo de terreno, con cargas elevadas, durabilidad garantizada por acero pre-galvanizado y revestimientos adaptados a cada entorno. Estos sistemas se fabrican optimizados para lotear el transporte y reducir el coste nivelado de electricidad (LCOE), además de requerir un mantenimiento mínimo.

Asimismo, la compañía apuesta por el desarrollo de tecnologías específicas para agri‑PV, un segmento en crecimiento que combina producción agrícola con generación fotovoltaica. Los sistemas están diseñados para minimizar el impacto en el suelo, permitiendo la coexistencia de cultivos y paneles.

Finalmente, Ramos subrayó que la clave de la estrategia de Schletter es ofrecer un producto robusto, fiable y rentable a largo plazo. “Al ver que nuestras contingencias son básicamente nulas, hemos podido tomar más riesgos y reducir el coste inicial de nuestra estructura. Así ayudamos al cliente a tomar la decisión correcta y trabajar con nosotros”, concluyó.

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La Ley Marco de Permisos Sectoriales de Chile está lista para su promulgación tras ser aprobada por la Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados. La normativa permitirá disminuir considerablemente los plazos de permisos sectoriales, simplificando y modernizando los procesos administrativos, sin flexibilizar los estándares regulatorios vigentes.

“La reducción de los tiempos de tramitación de permisos será del 30% a 70%, siendo el 30% en aquellos proyectos más complejos y hasta 70% para las obras más simples”, resaltó Felipe Andrade, sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile, empresa que gestiona en total más de 7.600 kilómetros de líneas de transmisión en Chile, Perú y Brasil.

“Por lo tanto, la nueva normativa impactará directamente en una tramitación más expedita, sin obstáculos, sin detenimientos adicionales, lo que significa incentivo a la inversión en Chile”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

La ley contempla la creación de una ventanilla única digital para monitorear permisos y plazos máximos, junto a la implementación de comités regionales encargados de revisar procedimientos específicos, lo que permitirá destrabar proyectos que hoy están detenidos por cuellos de botella administrativos, como por ejemplo requisitos poco claros o discrecionales.

Desde Redinter subrayaron que la transmisión eléctrica es un eslabón crítico en este proceso, ya que habilita el transporte de la energía renovable desde las zonas de generación hacia los centros urbanos e industriales. 

“Nuestras instalaciones están emplazadas en regiones estratégicas para las renovables como Tarapacá, Arica y Parinacota, Tocopilla y Atacama. Por eso esta ley es fundamental para que podamos acompañar el desarrollo del sector”, destacó el subgerente.

El impacto económico de la nueva Ley Marco de Permisos Sectoriales también es significativo, ya que según los cálculos compartidos por la compañía, “podría generar un aumento de 2,4 puntos en el PIB de Chile en un período de 10 años”, gracias al destrabe de inversiones en infraestructura. 

“Esto incentiva directamente la inversión y el desarrollo, aportando crecimiento económico y empleo”, enfatizó Andrade, considerando que hasta ahora, los proyectos de transmisión eléctrica han enfrentado múltiples obstáculos regulatorios, incluyendo la falta de criterios uniformes y la duplicidad de procesos generan incertidumbre y retrasos injustificados.

Y uno de los puntos clave de la normativa es que no flexibiliza los controles ambientales ni los procesos de consulta a comunidades, por lo que los proyectos deberán cumplir con las mismas exigencias socio ambientales, pero sin enfrentarse a barreras burocráticas adicionales que no aportan valor al proceso.

“Es muy importante tener en cuenta que esta ley no descuida la administración ambiental ni las obligaciones con las comunidades. Los estándares se mantienen, pero se eliminan las trabas innecesarias”, aclaró el sugerente de Regulación, Legal y Gestión Socioambiental de Redinter en Chile.

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Durante el panel de apertura “Oportunidades de Financiación para América Latina y el Caribe” de la VII Reunión Ministerial de Energía de la CELAC 2025, Félix Fernández-Shaw, explicó el interés de la Unión Europea en desarrollar las energías renovables en la región, destacando la necesidad de avanzar en integración eléctrica y transferencia tecnológica.

“La UE quiere aportar una asociación para la inversión, para la transición energética latinoamericana y del Caribe”, declaró el Director de la Dirección General de Asociaciones Internacionales (DG INTPA) de la Comisión Europea. 

Asimismo, detalló que esta estrategia contempla tanto financiación reembolsable como no reembolsable, además de asistencia técnica en regulación, integración y generación eléctrica.

La iniciativa incluirá también una propuesta de interconexiones que se presentará en la cumbre CELAC-UE en Santa Marta el 10 de noviembre, con apoyo de OLADE y el Gobierno colombiano.

Según el directivo, Colombia es un caso ejemplar en la región: “El 88% de la generación renovable conectada al sistema en este país está producida por empresas de la Unión Europea”.

Además, anticipó que tienen previsto invertir 20000 millones de dólares adicionales en renovables en el país. La apuesta contempla también la transferencia de experiencia en integración eléctrica y descarbonización. 

Desde la OLADE, el Secretario Ejecutivo Andrés Rebollo aportó cifras contundentes: En un escenario de carboneutralidad al 2050, América Latina y el Caribe requeriría un financiamiento en energía renovable de 400 mil millones de dólares. Pero si se suman transmisión, almacenamiento y seguridad del sistema, el monto asciende a 930 mil millones de dólares.

Sin embargo, la gerente del programa ESMAP, Gabriela Elizondo Azuela, alertó que América Latina enfrenta uno de los costos de capital más altos del mundo, con un estimado tres veces superior al de los países de la OCDE, como en el caso de México y Brasil.

“Es necesario estructurar plataformas de mejoramiento crediticio y de reducción de riesgos que atraigan capital privado para proyectos de infraestructura renovable”, sostuvo Elizondo.

Mientras que desde el Grupo Banco Mundial están trabajando en soluciones financieras combinadas, incluyendo la Agencia Multilateral de Garantías de Inversión, con experiencias ya en México, Brasil y el Caribe.

El BID, por su parte, hace lo propio en Colombia con el desarrollo de una plataforma país que articule distintas fuentes de financiamiento para energía y electromovilidad.

“Estamos financiando generación solar junto a la banca de desarrollo FDN y mecanismos como BID Clima que movilizan capital privado”, indicó Thomas Serebrisky, especialista en infraestructura del organismo, quien también subrayó que apoyan con préstamos de inversión para focalización de subsidios y la promoción de garantías contra riesgos regulatorios y tarifarios.

Desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), el director regional Ángel Eduardo Cárdenas enfatizó que la clave está en la preparación de proyectos renovables bancables. Incluso, CAF trabaja con empresas públicas y gobiernos subnacionales para estructurar iniciativas en energía y están promoviendo instrumentos financieros innovadores, como canjes de deuda por clima y préstamos con bonificaciones por cumplimiento de indicadores ASG. Además, se destacó la importancia del financiamiento de políticas públicas para acompañar los procesos de transición regulatoria necesarios para atraer inversión privada.

La interconexión Colombia-Panamá y otras iniciativas regionales fueron destacadas como claves para consolidar mercados renovables regionales. Sin embargo, los expertos coinciden en que se requiere voluntad política, convergencia regulatoria y coherencia entre países para concretarlas. 

Como conclusión general del panel, se destacó que América Latina y el Caribe enfrentan retos estructurales profundos para viabilizar inversiones en renovables, entre ellas la fragmentación normativa entre países, la falta de estabilidad regulatoria y la escasez de marcos legales robustos dificultan la movilización de capital privado.

A esto se suma la limitada capacidad de preparación de proyectos, especialmente a nivel subnacional, donde muchas iniciativas carecen de estudios técnicos, financieros y ambientales que las hagan bancables. Por lo que ell desafío no solo radica en el financiamiento disponible, sino en construir las condiciones para que este se traduzca en infraestructura concreta y sostenible. 

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Growatt, un proveedor líder mundial de soluciones de energía solar distribuida y almacenamiento de energía (ESS), ha asegurado posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024, consolidando su liderazgo en el sector de la energía solar y demostrando su sólido desempeño en segmentos clave del mercado. Según el último informe, Growatt ocupa las posiciones:

• N.º 1 global como proveedor de inversores fotovoltaicos residenciales
• Top 3 global en inversores híbridos
• Top 5 global en inversores fotovoltaicos comerciales

Estas clasificaciones se basan en el recién publicado 2024 PV Inverter Market Tracker de S&P Global Commodity Insights, una autoridad líder en inteligencia del mercado solar mundial. Los resultados marcan un avance respecto al desempeño de Growatt en 2023, cuando fue reconocido como el N.º 2 en inversores fotovoltaicos residenciales y Top 5 en el ranking global de inversores fotovoltaicos.

“Ser reconocidos por S&P Global como la principal marca de inversores solares en 2024 —especialmente como el proveedor N.º 1 de inversores fotovoltaicos residenciales a nivel global— es un verdadero honor”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Este logro es un testimonio de las sólidas alianzas, la confianza de los usuarios y la dedicación incansable de nuestro equipo global». 

Empoderando a millones con soluciones solares inteligentes y confiables

Como marca líder en inversores solares, Growatt ofrece un portafolio integral de soluciones de energía solar, incluyendo inversores híbridos, sistemas solares residenciales y comerciales, y soluciones inteligentes de almacenamiento de energía. Growatt suministra soluciones energéticas inteligentes a clientes en más de 180 países, brindando energía limpia a millones de hogares y negocios en todo el mundo, y ayudándoles a adoptar una energía independiente, sostenible y rentable.

• En el segmento residencial, los inversores de Growatt son reconocidos por su fiabilidad, alta eficiencia y funciones avanzadas de monitoreo, convirtiéndose en la elección preferida de los propietarios.
• Como uno de los principales proveedores de inversores híbridos, Growatt ofrece sistemas que integran perfectamente la generación solar con el almacenamiento de energía, brindando a los usuarios mayor control, capacidad de respaldo y resiliencia energética.
• Para el mercado comercial e industrial (C&I), Growatt continúa expandiendo su alcance con soluciones de inversores solares confiables para empresas, ayudándolas a reducir costos energéticos y acelerar sus objetivos de neutralidad de carbono.
• Los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) de Growatt, diseñados tanto para uso residencial como comercial, se combinan perfectamente con los inversores solares para proporcionar independencia de la red y soluciones energéticas adaptables a cualquier escenario.

Gracias a nuestra comunidad global

Growatt expresa su más sincero agradecimiento a sus socios, distribuidores, empresas EPC, instaladores y usuarios globales, cuyo apoyo y confianza han hecho posibles estos logros. Desde los equipos técnicos en terreno hasta los socios regionales de ventas y servicio, este éxito pertenece a todos los que trabajan por expandir el acceso a la energía limpia.

“Este hito pertenece a nuestra red global. Juntos estamos dando forma a un futuro más sostenible y resiliente energéticamente», declaró David Ding, CEO de Growatt.

Compromiso con la innovación, el servicio y la sostenibilidad

Growatt sigue liderando el sector mediante una fuerte inversión en I+D, destinando el 4,5% de sus ingresos anuales a investigación y desarrollo. La empresa cuenta con cuatro importantes centros de I+D ubicados en Shenzhen, Huizhou, Xi’an y Alemania, y un equipo de más de 1.100 ingenieros especializados en tecnologías fotovoltaicas y de almacenamiento de energía. Esta sólida base mantiene a Growatt a la vanguardia, con una profunda experiencia en las tecnologías clave que impulsan la generación y el almacenamiento de energía solar.

La compañía también ha lanzado una amplia gama de herramientas impulsadas por IA, sistemas de almacenamiento de energía con inversores híbridos, asistentes inteligentes de energía y plataformas de monitoreo avanzado para optimizar el rendimiento de los sistemas y ofrecer una gestión energética fluida a los usuarios de todo el mundo.

Para brindar un mejor apoyo a sus socios globales, Growatt ha construido una extensa red de centros de capacitación, equipos de servicio posventa y centros técnicos, garantizando que los usuarios reciban asistencia rápida y profesional en cualquier región.

Como una empresa solar líder con presencia global, Growatt reafirma su compromiso de desarrollar soluciones adaptadas a los mercados emergentes y fortalecer su misión de ser la compañía de inversores solares más confiable en la transición hacia una energía limpia.

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Si algunos referentes del sector de la generación distribuida pudieran proponer las principales urgencias al gobierno colombiano, pondrían sobre la mesa tres prioridades ineludibles: aumentar la inversión pública en infraestructura de transmisión y distribución, establecer un sistema nacional de certificación para instaladores y empresas del sector y fortalecer la formación técnica en energías renovables para responder a la demanda creciente de mano de obra calificada.

De esta manera lo señala Diana Marcela Prieto Castañeda, Analista de ingeniería EPC de Erco Energy, quien en diálogo con Energía Estratégica remarcó que aunque el segmento avanzó positivamente, «debería haber una plataforma que certifique a quienes desarrollan estos proyectos».

La informalidad es una de las causas más frecuentes por las que muchos usuarios desisten del autoconsumo. Y los datos recientes respaldan esta proposición, con más de 7.000 usuarios registrados en el sistema al cierre de 2024 y una capacidad instalada de 452 MW, según información del Ministerio de Minas y Energía. 

Sin embargo, el ritmo de crecimiento se desacelera por demoras en trámites, barreras técnicas en la conexión y ausencia de estándares unificados para instaladores e integradores.

Tal como ejemplificó la especialista, en regiones como el Valle del Cauca, se identifica una proliferación de proyectos deficientes que terminan dañando la reputación del sector: «Firmas outsiders montan su sistema experimentalmente, y como no funciona, ofrecen un mensaje a la comunidad que la energía solar no sirve».

A esto se suma un déficit de más de 15.000 técnicos calificados, mientras la matrícula en programas técnicos vinculados a la energía cayó un 18,6% entre 2020 y 2024, de acuerdo al Observatorio Laboral para la Educación.

Prieto Castañeda cuestiona el desinterés creciente de los jóvenes por las carreras técnicas vinculadas a la energía. «Muchas personas dicen que pueden ganar más como influencer que estudiando una carrera, y eso está vaciando las universidades», sostuvo.

La consecuencia no es menor: menos formación técnica, más informalidad y menor capacidad instalada para sostener el crecimiento solar en el país.

Junto a este control de calidad, considera fundamental una mayor participación estatal en el financiamiento de obras de infraestructura.

Pese a los incentivos fiscales vigentes, como la devolución del IVA o las depreciaciones aceleradas, «los recursos que se destinan a renovables no son suficientes, y están yendo a otros sectores», añadió la ejecutiva.

La entrada Tres reformas urgentes para que Colombia acelere la implementación de generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina definió,  a través de la Resolución 311/2025, las primeras tres obras de transmisión que serán concesionadas al sector privado bajo un modelo de licitación nacional e internacional para empresas con capacidad técnica y financiera para llevar adelante los proyectos.

Una de las obras seleccionadas es AMBA I, con más de 500km de infraestructura que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que reducirá la necesidad de generación ineficiente y mejorará la confiabilidad del sistema en uno de los principales centros de consumo del país, donde se concentra el 40% de la demanda de energía nacional.

La segunda obra es la línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, un corredor que permitirá la evacuación de mayor generación renovable y convencional que se puede instalar en la región Cuyo a la vez que permitirá evacuar parte de la generación de COMAHUE.

Mientras que la tercera infraestructura seleccionada es la línea de transmisión 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Dichos proyectos forman parte del recientemente lanzado megaplan de 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de líneas de transporte eléctrico en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

A diferencia de los modelos anteriores, el nuevo esquema se basa en un régimen de concesión de obra, en el cual la totalidad de la inversión, construcción, operación y mantenimiento estará a cargo del sector privado, sin comprometer recursos del Estado.

Es decir que, tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos se financiarán y ejecutarán por players privados, sin costo para el Estado, y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Y cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Si bien aún no hay fechas definidas, el documento aclara que la Secretaría de Energía de la Nación determinará el momento y la secuencia de los llamados a licitación de cada las obras mencionadas.

Mientras que la prioridad de despacho y/o la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros otorgada a favor del adjudicatario podrá ser cedida en forma total o parcial a favor de terceros que sean agentes o participantes del MEM.

“Solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de hasta el 90% de la capacidad de transporte a construir, durante un período que no podrá exceder la vida útil del proyecto de demanda asociado, circunstancia que deberá ser acreditada por el/los Comitente/s del Contrato COM. En casos excepcionales, debidamente justificados, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) podrá considerar la solicitud de prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros, de más del 90% de la capacidad de transporte a construir”, detalla la Resolución 311/25.

Mientras que para las ampliaciones de transporte asociadas a proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), la reserva de prioridad de despacho frente a terceros tendrá un plazo total de vigencia de 10 años consecutivos. 

La entrada El Gobierno de Argentina definió las primeras tres obras de transmisión a licitar para el sector privado se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy avanza en su proceso de internacionalización con un aterrizaje estratégico en España, de la mano de su socio-accionista Grupo Stellantis. La empresa, reconocida por su experiencia en Argentina con más de 250 MW solares instalados, apuesta por trasladar su know-how a Europa.

“Nuestro desafío es demostrar en estos mercados que estamos a la vanguardia de la tecnología”, sostuvo Benjamín Reynal, director de Coordinación Operativa Hemisferio Norte, en una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Iberia 2025.

La compañía llega al mercado español con proyectos concretos de autoconsumo y almacenamiento, apostando a un modelo de integración tecnológica que combina carports solares con plantas de gran escala y sistemas híbridos. “Estamos trabajando con proyectos de gran escala de 20, 50 y hasta 100 MW, hibridados con baterías y con conexión directa a las plantas”, explicó Reynal.

Uno de los focos estratégicos de la expansión es el desarrollo de modelos híbridos con almacenamiento, una tendencia en auge debido a la situación actual de los mercados europeos.

“La saturación de redes y de nodos que se está viendo en España y en el resto del mundo hace que empiece a ser atractivo desarrollar este tipo de proyectos”, afirmó el directivo de 360Energy.

La empresa ya cuenta con experiencia concreta en la combinación de generación y almacenamiento, habiendo instalado su primer parque de baterías hibridado en Argentina y el primer parque solar de gran escala. “Todo ese know-how lo queremos traer a estos mercados”, enfatizó Reynal.

La expansión internacional de 360Energy no se limita al mercado español, donde actualmente desarrolla un sistema de autoconsumo solar en Vigo. La estrategia de crecimiento también contempla proyectos de mediana y gran escala en otros países clave, con el objetivo de consolidar la presencia regional y replicar el modelo de negocio exitoso desarrollado en Argentina.

En Italia, la empresa tiene en marcha tres parques solares: Atessa, Pomigliano y Cassino. En Brasil, avanza con la ejecución de Porto Real, Goiana y Betim, mientras que en México impulsa las plantas Saltillo Complex, Saltillo Norte y Toluca, se trata de un ambicioso proyecto de 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que está proyectado como la segunda central de carport más grande del mundo.

Además del desarrollo de grandes parques solares, la estrategia incluye la comercialización de energía a través de acuerdos de compra y venta (PPA), siempre combinando la experiencia en ingeniería, construcción, operación y mantenimiento de los activos. La firma está trabajando para posicionarse como un actor clave en proyectos de autoconsumo empresarial, respondiendo a la demanda creciente de soluciones sostenibles y eficientes.

“Creo que va a ser un modelo a replicar luego en otros clientes que lo ven como algo atractivo, como una oportunidad”, anticipó el entrevistado.

El desembarco en España no es un hecho aislado, sino parte de una estrategia global basada en la transferencia de conocimientos y sinergias entre mercados. “Estos eventos son muy buenos porque ponemos en común un poco las problemáticas, ventajas y pasos a seguir. Conectamos y estamos muy contentos de estar acompañándonos aquí”, concluyó Reynal tras su participación en FES Iberia 2025.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Benjamín Reynal de 360Energy

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=eAwMi4wgEJo

La entrada 360Energy impulsa su expansión en Europa con el know-how argentino en proyectos solares e híbridos se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia atraviesa por una coyuntura inédita. Por primera vez en décadas, el país enfrenta una amenaza real de insuficiencia energética, con proyecciones que anticipan un escenario de desabastecimiento en un horizonte que depende de la llegada del próximo fenómeno de El Niño, que podría ocurrir en los próximos 2 a 5 años, teniendo en cuenta que el último fue en 2024.

Entre 2020 y 2024, la demanda nacional de electricidad creció cerca de un 12%, superando las previsiones oficiales y presionando un sistema que sigue dependiendo en gran parte de la hidroelectricidad.

En este contexto, el desarrollo de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) aparece no sólo como una solución técnica, sino como una ventana estratégica para atraer inversiones.

Actualmente, según el registro actualizado de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay 54 proyectos FNCER en trámite, entre los que se destacan 26 fotovoltaicos (4.835,7 MW) y 7 eólicos (1.860,9 MW). A esto se suman 21 líneas de transmisión asociadas, imprescindibles para viabilizar la conexión de estas iniciativas al sistema nacional.

En diálogo con Energía Estratégica, el CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostuvo que, lejos del pesimismo coyuntural, “para efectos de invertir en energía nunca hubo un escenario más favorable que este en Colombia”.

A su juicio, el sistema atraviesa una transición donde las renovables pueden finalmente “competir en un mercado que antes dominaban los incumbentes térmicos e hídricos”, en un momento donde el fondeo internacional está completamente alineado con ese tipo de activos.

Asimismo, remarca que la demanda eléctrica creció un 2,3 % interanual, alcanzando 82.085 GWh en julio de 2024, y mantiene récords mensuales – como los 7.051 GWh en marzo de 2025 –, superando con creces las previsiones, mientras los proyectos de generación convencional siguen sin atraer nuevo capital.

Aunque la situación política genera cierta incertidumbre en el mercado, Lucio aclara que las inversiones no dependen del gobierno sino de la seriedad en la planificación de los proyectos.

Desde una perspectiva institucional, a pesar de las intenciones del gobierno por fortalecer el rol estatal, los intentos de reforma del marco eléctrico no han prosperado en el Congreso. 

“Han pasado tres años y las grandes reformas que se veían venir, como la estatización del sector, no han avanzado”, destaca Lucio. 

En este sentido, actores clave como la CREG, UPME y el Ministerio de Minas y Energía enfrentan el desafío de destrabar normas que agilicen licencias y aseguren confiabilidad operativa.

Avances y limitaciones de las renovables

Actualmente, Colombia cuenta con una capacidad instalada de energías renovables no convencionales cercana a los 1.500 MW, lo que representa menos del 5% de la matriz eléctrica nacional.

En contraste, los más de 6.600 MW en evaluación ambiental permitirían más que cuadruplicar esa potencia si logran ejecutarse. Sin embargo, estos proyectos enfrentan desafíos estructurales en materia de conexión, licenciamiento y gestión territorial, especialmente en regiones como La Guajira.

A esto se suma una asimetría en la expansión renovable: mientras la solar ha ganado terreno en la franja horaria diurna, la energía eólica sigue estancada por cuellos de botella regulatorios, técnicos y sociales. De hecho, más del 90% de los proyectos en desarrollo con capacidad de conexión adjudicada en Colombia son solares, mientras que los eólicos se reducen a un par de casos.

«Lo poco que entra es solar», advierte Lucio, y aclara que cubrir solo ese tramo horario no resuelve la necesidad de una solución energética de 24 horas. Esta expansión, aunque significativa, sigue limitada por la falta de infraestructura de red que permita integrar esa generación con estabilidad.

Este segmento también está avanzando y muestra de ello es la inversión centrada en nuevas líneas de transmisión de los últimos años.

En total, hay 21 líneas de transmisión en trámite ambiental vinculadas a proyectos FNCER, una infraestructura clave para descongestionar nodos regionales y permitir la entrada efectiva de nuevas fuentes renovables al sistema eléctrico nacional.

Lucio aclara que el almacenamiento, en el contexto colombiano actual, no representa una solución de fondo debido a que aún no hay una sobreinstalación solar que genere excedentes energéticos a gestionar. Enfatiza que “el problema en Colombia es que no te sobra energía en este momento”, lo que contrasta con otros países donde el almacenamiento se usa para gestionar excedentes. En Colombia, el almacenamiento será útil principalmente para soluciones de red, no como respaldo de confiabilidad energética en el corto plazo.

Desarrollar el componente eólico resulta clave para diversificar la cobertura horaria del sistema y garantizar firmeza energética en las horas donde la solar no opera.

Sin embargo, esta tecnología enfrenta obstáculos aún mayores: el recurso competitivo está concentrado en La Guajira, una región con complejidades sociales y ambientales, y cuya infraestructura de conexión, como la línea de transmisión del Grupo Energía de Bogotá, no estará operativa antes de 2027.

La demora en esa obra clave generó pérdidas millonarias a desarrolladores como Enel, AES y EDP, forzando su salida del mercado colombiano. “Desde el año 2023 hacia acá, esos proyectos se volvieron inviables para las empresas que asumieron compromisos que no pudieron cumplir”, precisa Lucio.

Pese a que el recurso disponible es altamente atractivo, si no hay posibilidades de conexión a red y no se resuelven los cuellos de botella que frenan su integración, al sector eólico le resultará muy difícil desarrollarse.

Además, el consultor cuestiona las expectativas puestas en el desarrollo costa afuera, ya que advierte que muchos de los planes de negocio presentados por los desarrolladores en subastas anteriores partieron de supuestos poco realistas: plazos de ejecución muy cortos y precios de venta excesivamente bajos que no se ajustaban a la realidad colombiana.

En este sentido, la inversión en infraestructura renovable y redes de transmisión no solo puede anticiparse a la crisis, sino capitalizar la oportunidad de posicionar a Colombia como uno de los mercados más dinámicos de América Latina en términos de transición energética.

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Guatemala está en un momento decisivo para su sistema energético. La demanda eléctrica alcanzó un récord histórico de 2.204 MW en mayo de 2025, un crecimiento que evidencia el dinamismo económico y el avance de la industrialización. Pero esta expansión pone al límite la red de transmisión del país.

En el marco del Encuentro Nacional de Empresarios por el Desarrollo – ENADE 2025, organizado por la Fundación para el Desarrollo de Guatemala (FUNDESA), líderes del sector público y privado analizaron los desafíos del sistema eléctrico nacional y compartieron un diagnóstico detallado sobre el estado actual del mercado. El mismo contó con la participación de Silvia Alvarado, presidenta del Administrador del Mercado Mayorista; Juan Fernando Castro, viceministro de Energía y Minas; Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria de Guatemala; Luis Romeo Ortiz, presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica; Sean Porter, director general de desarrollo de nuevos negocios de CMI Capital y Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores de Energía Renovable (AGER).

 “El sistema necesita cerca de 1.080 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 13 subestaciones adicionales para 2030”, manifiesta la presidenta del AMM, Silvia Alvarado. La inversión requerida asciende a 668 millones de dólares, con un peaje garantizado de 87 millones anuales, lo que representa un negocio predecible para los inversores.

El viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, explica que los trabajos actuales en la costa sur y en la zona norte son importantes, pero no resuelven el problema estructural. “Lo que está saliendo en el plan de expansión de la transmisión de este año es un parche. No es la solución total del sistema”, señala. Las áreas más críticas son Petén e Izabal, donde la infraestructura es obsoleta y las líneas de 69 kV ya no soportan más demanda. “Tenemos un problema grave en Livingston, donde una línea de 30 kilómetros y 13.800 voltios está al máximo. Esto ya no da más”, alerta Castro.

Raúl Bouscayrol, presidente de la Cámara de la Industria, advierte sobre el impacto en la competitividad. “El sector eléctrico es un eje transversal en el tema de competitividad. Es difícil pensar en industrias sin pensar en el requerimiento que tienen de energía eléctrica”, señala. Según Bouscayrol, Guatemala necesita garantizar capacidad suficiente para poder atraer más industrias al interior del país, especialmente en el corredor logístico del sur, donde se desarrollan parques industriales.

Desde una perspectiva regional, Sean Porter, de CMI Capital, resalta la ventaja competitiva que tiene Guatemala. “Tenemos un marco jurídico que lleva décadas de ventaja frente al resto de Centroamérica. En operatividad, Guatemala tiene un sistema mejor que el de Canadá”, afirma Porter. Sin embargo, advierte que no basta con leyes sólidas. “Si no mejoramos la infraestructura de transmisión y vial, no vamos a poder llevar los proyectos a las comunidades”, subraya.

Renovables y almacenamiento: una oportunidad si se resuelven los cuellos de botella

La expansión de la capacidad renovable es otra prioridad del país. Guatemala cuenta con 3.700 MW de capacidad limpia proyectada al 2040, y hoy el 70 % de su generación proviene de fuentes renovables. Según datos del Ministerio de Energía y Minas, durante 2024 se produjeron 6.642 GWh de energía renovable, con 5.334 GWh de hidráulica, 252 GWh de solar, 286 GWh de eólica y 275 GWh de geotérmica. A esto se suma el potencial de nuevas inversiones: actualmente hay 313 MW solares y 65 MW eólicos en construcción, y otros 584 MW solares en estudios.

El proceso de licitación PEC 5 será clave para consolidar este crecimiento. Se prevé contratar 1.400 MW en contratos a 15 años, con la expectativa de que al menos el 50 % sean renovables. “Esta licitación es la más grande de la región y estamos comprometidos con su éxito”, manifiesta Alfonso González, presidente de AGER. Sin embargo, advierte que el proceso debe ser ágil y transparente. “Construir 1.400 MW no es fácil. Solo los trámites administrativos toman un año, y eso va en contra del desarrollo del país”, señala.

Guatemala también se abre a nuevas tecnologías. El almacenamiento de energía mediante baterías ya está normado y se han autorizado 65 MW de capacidad híbrida, lo que permite mitigar la variabilidad de la energía solar y eólica.

El principal desafío sigue siendo el marco institucional para la transmisión. “La conflictividad social y la falta de reglamentación del Convenio 169 de la OIT frenan los proyectos. Hay 39 obras de transmisión sin concluir por estas razones”, advierte Ortiz. El Congreso trabaja en una reforma que permita declarar las líneas eléctricas como de utilidad pública para facilitar las servidumbres y acelerar los procesos.

Además, el país enfrenta un reto social importante: 377.000 viviendas siguen sin acceso a electricidad, y la ejecución del préstamo de 120 millones de dólares para electrificación rural avanza con lentitud. “Las oportunidades existen, pero hay que trabajar con liderazgo y visión de largo plazo”, afirma Alvarado.

Guatemala tiene el potencial de convertirse en un hub energético regional, pero necesita resolver urgentemente sus cuellos de botella en transmisión para asegurar el suministro, atraer inversiones y consolidar un sistema moderno y resiliente. El compromiso público-privado será clave para lograrlo.

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El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos (MISP) de la provincia de Buenos Aires, inauguró el primer Centro Bonaerense de Energías Renovables, ubicado en el campus tecnológico de la Comisión de Investigación Científica (CIC) en la localidad de Gonnet, partido de La Plata.

En ese sentido, el Ministro Katopodis aseguró: “El Primer Centro Bonaerense de Energías Renovables es una obra de infraestructura sostenible que fomentará la investigación para áreas estratégicas”.

«La Provincia apuesta al futuro con una sede propia para formar, capacitar y trabajar en tecnologías sustentables. Mientras Milei recorta la ciencia y destruye el Estado, nosotros lo ponemos al servicio del desarrollo”, continuó.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni expresó: “En un contexto nacional donde la investigación y la ciencia no reciben presupuesto, al mismo tiempo que se niega el cambio climático, nuestro gobierno provincial reafirma su compromiso con el desarrollo sostenible. Y agregó: “Trabajamos junto a las universidades nacionales y provinciales para impulsar la innovación y el crecimiento que hoy se expresa en la inauguración de un edificio bioclimático, diseñado con criterios de eficiencia energética».

La obra consistió en la construcción de un edificio bioclimático en una superficie total de 1.000 m², que cuenta con dos bloques (uno de ellos de dos plantas) convirtiéndose en un espacio de referencia para la investigación y el desarrollo de tecnologías vinculadas con las energías renovables y la eficiencia energética.

La nueva infraestructura, que también funcionará como centro educativo, incluye pautas de arquitectura bioclimática, medidas de eficiencia energética aplicadas a la construcción, además de biomateriales y materiales reciclados, como aislación térmica con lana de oveja, placas de cáscara de maní, ecoladrillos de hongos y ladrillos PET. Estos elementos son producidos por centros de investigación y transferencia de todo el país y se ubican en distintos sectores del edificio, para promover su aplicación y difusión.

A su vez, el Centro Bonaerense de Energías Renovables cuenta con sistemas de autogeneración renovable solar; de bombeo de agua y calefacción solar para provisión del edificio; de recolección y aprovechamiento de agua de lluvias; y de ventilación e iluminación, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y disminuyendo el consumo eléctrico. En este sentido, para fomentar la movilidad sostenible, se crearán estaciones de carga para vehículos eléctricos, alimentadas por energía solar.

La nueva infraestructura cuenta con un parque solar, un estacionamiento con techo solar y otras instalaciones fotovoltaicas sobre las cubiertas del edificio. Estos equipamientos permitirán abastecer el consumo energético del Centro, y a su vez estarán conectados a la red de distribución eléctrica local, operada por la empresa EDELAP, por lo que los excedentes no utilizados serán volcados a esa red.

La obra se llevó adelante a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable (PROINGED), a cargo de una Unidad de coordinación operativa integrada por el MISP – a través de la subsecretaría de Energía – y el Foro Regional Eléctrico de Buenos Aires (FREBA), que nuclea a todas las distribuidoras de energía eléctrica de la provincia y sus municipios.

Con el nuevo Centro, la Provincia cuenta con su primera sede propia para la investigación, la difusión y la promoción de tecnologías de eficiencia energética y generación renovable, complementando la actividad de la CIC, dependiente del Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, que es uno de los primeros organismos de ciencia y tecnología del país y trabaja con el objetivo de capacitar profesionales y generar conocimiento y soluciones concretas para las y los bonaerenses.

Asimismo, se fomentará la investigación en áreas estratégicas vinculadas con temas clave para la Provincia, como celdas solares, irradiación LED en horticultura, desarrollo de electrodos para baterías de litio, obtención y almacenamiento de hidrógeno y transformación de plásticos de desecho en combustibles.

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Panamá oficializó el lanzamiento de su primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, una herramienta inédita en la región que busca ordenar la transición energética, incentivar la competencia y garantizar precios más competitivos en el mercado de electricidad.

La planificación incluye cinco licitaciones entre 2025 y 2028, con contratos que se extenderán hasta 2033. Se proyecta la incorporación de 1420 megavatios equivalentes MWEq de energía firme y 1335 MW de nueva capacidad instalada, un volumen inédito para el mercado panameño.

El anuncio fue realizado por Juan Manuel Urriola, secretario nacional de Energía, durante la jornada de homologación de la licitación 01-25, el primer proceso de la nueva hoja de ruta: “Este cronograma representa un cambio profundo en la forma en que planificamos el crecimiento del sistema eléctrico nacional. Se trata de un instrumento bien pensado, donde cada agente tiene espacio para participar, siempre que presente buenas ofertas. Lo que buscamos es equilibrio, orden y resultados que beneficien tanto al país como al mercado”.

El primer proceso, 01-25, está enfocado en contratar energía firme y potencia de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con un plazo de suministro de 20 años a partir del 1 de enero de 2029. Esta etapa inicial habilita a los desarrolladores a completar los estudios, cerrar financiamiento y construir las plantas con el tiempo necesario para su integración al sistema.

En 2026, se prevé una licitación exclusiva para nuevas centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. Esta decisión responde a un enfoque técnico para evitar la sobreoferta en horarios diurnos, lo que podría afectar la estabilidad del sistema.

“Buscamos balancear la matriz y asegurar energía firme. El cronograma nos permite organizar el ingreso de cada tecnología de forma técnica y ordenada”, explicó Urriola.

Además, se contempla la reconversión de centrales térmicas existentes hacia combustibles alternativos menos contaminantes, un proceso que comenzará en enero de 2026 y entrará en operación en mayo de 2028. Esta estrategia permitirá una transición gradual y brindará oportunidades de inversión a empresas con activos térmicos en operación.

Las siguientes rondas de licitación continuarán en 2027 y 2028, incluyendo proyectos hidroeléctricos en etapa de diseño y nuevas plantas de respaldo. Se espera la contratación de 250 MWEq adicionales en 2027 y otros 250 MWEq en 2028, permitiendo el ingreso de todas las tecnologías renovables y de respaldo.

Impacto en la transición energética y atracción de inversiones

El cronograma se alinea con los compromisos climáticos de Panamá, que ya es un país carbono negativo, y refuerza su rol como referente regional en planificación energética.

“La previsibilidad que ofrece este instrumento facilita una mejor preparación de los oferentes, impulsa nuevas inversiones, fomenta la competencia y contribuye a cumplir con los objetivos de descarbonización”, aseguró Urriola.

Actualmente, Panamá cuenta con una capacidad instalada de 4.968 MW en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). De ese total, 1.848 MW corresponden a generación hidroeléctrica, 336 MW a eólica y 619 MW a solar fotovoltaica. El resto corresponde a fuentes térmicas como gas, carbón, diesel y búnker, que completan aproximadamente 2.165 MW.

El nuevo cronograma de licitaciones prevé la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme —principalmente hidroeléctrica y eólica— y 1.335 MW de nueva capacidad instalada adicional, incluyendo nuevas centrales solares fotovoltaicas y plantas de respaldo tecnológicamente flexibles. En conjunto, se trata de 2.755 MW adicionales entre 2029 y 2033, lo que representa un incremento cercano al 55 % de la capacidad actual, consolidando la expansión renovable y la diversificación tecnológica del sistema.

El modelo también proporciona seguridad a los inversionistas al establecer fechas concretas y volúmenes definidos, lo que permite planificar estrategias de financiamiento y construcción a mediano plazo. Para Urriola, esto abre un mercado más competitivo y transparente: “Con este cronograma cada agente del sector sabe cuándo y cómo participar. Eso fortalece la competencia y asegura mejores precios para los consumidores”.

Con esta planificación plurianual, Panamá avanza hacia una matriz más diversificada, resiliente y sostenible. La Secretaría Nacional de Energía destaca que el modelo permite evitar “picos” de oferta de tecnologías específicas y construir un mercado ordenado que combine energía solar, eólica, hidroeléctrica y respaldo flexible.

El proceso también incorpora señales claras para la incorporación de nuevas tecnologías y asegura una transición gradual que respete los tiempos de desarrollo de cada proyecto.

“Estamos dando pasos concretos hacia un mercado eléctrico más moderno, con reglas claras, participación abierta y compromiso con el ambiente,” concluyó Urriola.

Cronograma base presentado:

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Future Energy Summit (FES) continuará con su gira 2025 de encuentros de profesionales de las energías renovables con una nueva cumbre clave y el siguiente paso será el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas).

El mismo se realizará el próximo 6 de agosto, enfocado en uno de los mercados energéticos más grandes a nivel mundial, que mantiene altas expectativas para la inserción de más tecnologías, como por ejemplo eólica offshore, baterías y nuevas subastas de largo plazo.

El encuentro virtual y gratuito contará con la asistencia de players relevantes de Brasil y se dividirá en dos paneles de debate, centrados en posibilidades de negocio, tendencias y más novedades en el camino de la transición energética.

Incripción gratuita

El primer panel, denominado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) y tendrá la participación de especialistas de grandes empresas como Sungrow, JA Solar y 360Energy. 

Mientras que el segundo panel de debate tendrá lugar a las 10:50 hs Brasilia (8:50 hs Bogotá | 15:50 hs Madrid) y pondrá la mirada en “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”, con el análisis de firmas de renombre como son Risen, DIPREM y Gotion. 

El webinar FES Brasil llega en un momento crucial para la industria energética, ya que para dicha fecha se cerrará la consulta pública sobre la metodología para la selección de áreas destinadas a la concesión de proyectos de generación eólica offshore.

Además, el país aguarda por la continuidad de la licitación de nueva energía A-5, que se celebrará el 22/8 del presente año y que ya tiene más de 240 proyectos registrados que suman casi 3000 MW de capacidad; como también de reforma eléctrica que anunció el Poder Ejecutivo pocos meses atrás.

Incripción gratuita

Mientras que por el lado del almacenamiento, se prepara la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, y el respectivo reglamento para sistemas BESS, de manera que el gobierno ya confirmó que dicha normativa se publicará durante el segundo semestre del 2025 e incluirá las reglas para el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, remuneración y posibilidad de ingresos, entre otros puntos.

Por lo que el “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” organizado por FES abarcará un gran abanico de temas en agenda junto a líderes del sector renovable brasileño y será un espacio de jerarquía para evaluar la realidad energética del país, analizar retos y oportunidades y extender anuncios exclusivos.

El encuentro del próximo 6 de agosto también se transmitirá en vivo en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

Incripción gratuita

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La apertura del proceso para convocar la subasta de expansión del cargo por confiabilidad para el periodo 2029-2030 genera expectativa entre los actores del sector energético colombiano. Se esperaba para el mes de junio pero aún no hubo novedades. 

En particular, desde SER Colombia, su presidenta ejecutiva, Alexandra Hernández, destaca el interés del sector por participar, aunque con una condición clave: revisar el marco normativo vigente que penaliza a la generación renovable variable.

«Esa resolución debería derogarse de inmediato. Para nosotros es insalvable», manifiesta en diálogo con Energía Estratégica en referencia a la Resolución CREG 101-066 de 2024, que crea un segundo precio de escasez que perjudica la competitividad de fuentes como la solar y eólica.

Hernández detalla que el precio diferencial definido para la generación variable, que es de 359 COP/kWh frente a los 945 COP/kWh que se aplicaban anteriormente para todas las plantas, «va a ser muy difícil para los proyectos».

Plantea que los riesgos son elevados y los incentivos muy bajos, lo que «encarece la energía renovable en vez de ayudar a abaratarla». Esta situación, advierte, se convierte en «una señal perversa» que desincentiva los contratos de largo plazo. 

La subasta, que según la CREG podría permitir el ingreso de más de 1.000 MW de nueva capacidad firme, es vista como una herramienta clave para el cierre financiero de proyectos renovables.

Por eso, Hernández insiste en que «la norma en su totalidad debería reconsiderarse», al calificar los niveles actuales de precio como «demasiado bajos» para representar una verdadera condición de escasez.

A pesar de las críticas, el gremio valora la apertura a la participación renovable en la subasta. 

El sector lo ve muy positivo porque hay una flexibilidad en la norma, ya que no se requerirá certificado de conexión para postular proyectos, lo cual facilita el acceso de nuevas iniciativas.

Hernández remarca que «Colombia necesita triplicar lo logrado hasta ahora para atender la demanda creciente al 2026-2027». 

Con más de 2.000 MW ya en operación o pruebas, y otros 490 MW en construcción, el sector renovable representa una parte creciente de la matriz eléctrica, aunque aún insuficiente frente a una demanda que crece al doble de la oferta.

En ese sentido, reclama que «los proyectos siguen tardando entre 4 y 6 años en entrar en operación», con el 70% del tiempo dedicado a trámites. 

Llama a que las autoridades cumplan los plazos establecidos, simplifiquen los permisos ambientales y trabajen articuladamente con el sector privado.

Respecto a las subastas de largo plazo, Hernández considera urgente que el gobierno expida el decreto habilitante, actualmente en trámite.

«El primer paso es que debe salir ese decreto», advierte, señalando que ya hubo comentarios técnicos y revisiones por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio. Recién con ese marco se podrá contratar un operador y definir los términos.

Asimismo, el gremio propone que se implementen garantías estatales para facilitar la contratación con comercializadores en situaciones financieras críticas, replicando experiencias anteriores.

«Nadie le vende a una empresa que está en dificultades, es muy difícil cerrar negocios sin respaldo», sostiene la dirigente.

Finalmente, concluye con un llamado estructural: «Hoy hace metástasis en las renovables, pero si mañana reactivas cualquier sector, pasará lo mismo».

El problema en Colombia es que hay una alta demanda de proyectos energéticos, pero persisten fuertes resistencias sociales y administrativas cuando se trata de asignar espacios específicos para su ejecución.

El mensaje de SER apunta a la necesidad de equilibrar la participación ciudadana con la urgencia de avanzar en proyectos que beneficien a millones de colombianos.

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El Ministerio de Energía de Chile presentará en breve un nuevo proyecto de ley para fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V), con el objetivo de acelerar el desarrollo de esta industria en el país y viabilizar decisiones de inversión, tanto de productores como de consumidores industriales.

«Estamos iniciando los trabajos pre legislativos para un nuevo proyecto de ley de fomento a la demanda. Esperamos presentarlo a la brevedad para que se apruebe, ojalá, durante esta legislatura», confirmó el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow.

La propuesta está diseñada como parte del Plan de Acción de Hidrógeno Verde, alineado con los consensos alcanzados en el sector. Mientras que el mecanismo central del proyecto será la creación de una bolsa de créditos tributarios asignados al Impuesto de Primera Categoría (IDPC), dirigida a empresas domiciliadas en Chile que utilicen hidrógeno verde y sus derivados. 

El monto total disponible para asignar a estos créditos será de USD 2800 millones, distribuidos a través de un comité interministerial conformado por representantes de los ministerios de Hacienda, Energía y Economía.

Para el año 2025, se espera un primer paquete de incentivos por USD 700 millones, con un techo de costo unitario de USD 5 x kg/H2V. El monto irá disminuyendo progresivamente hasta llegar a USD 300 millones en 2030, junto con un ajuste en el límite de costo del H2V. 

Además, se contempla la creación de un fondo transitorio complementario, gestionado por Corfo y/o el Fisco, para financiar medidas adicionales al incentivo tributario, con el objetivo de fomentar el desarrollo de la industria del H2V en el territorio nacional.

Uno de los componentes estratégicos del proyecto será el impacto territorial, con un énfasis especial en la región de Magallanes, que se perfila como un polo clave para la producción de hidrógeno verde.

«Estamos debatiendo y analizando otros aspectos relacionados con incentivos territoriales, en particular en la zona de Magallanes, y que para las industrias que se desarrollen en dichas regiones pueda anticiparse el aporte que realizan al fondo de desarrollo», explicó Pardow. 

¿Por qué? El gobierno considera al hidrógeno verde no solo como un vector energético, sino también como un instrumento para reindustrializar ciertas zonas del país y fortalecer las cadenas productivas.

A su vez, el plan apunta a descarbonizar los consumos energéticos de la industria local, facilitando el cumplimiento de los compromisos climáticos de Chile y posicionando al país como un líder regional en la transición energética.

Panorama actual de proyectos en Chile

Actualmente, Chile cuenta con 17 proyectos de hidrógeno verde registrados en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), con una inversión total proyectada de más de USD 27.560 millones. De esos proyectos, nueve corresponden al sector energético.

Sin embargo, hasta la fecha, solo seis han sido aprobados por la entidad. Estos emprendimientos abarcan iniciativas de compañías como INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.

Las inversiones aprobadas suman aproximadamente USD 954 millones, e incluyen la instalación de 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de electrolizadores, con una capacidad de producción estimada en 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.

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Growatt, proveedor líder a nivel mundial en soluciones avanzadas para energía distribuida, anuncia con orgullo que diversos modelos de sus inversores han obtenido la prestigiosa certificación RETIE 2024, cumpliendo así con los más rigurosos estándares técnicos exigidos por el gobierno colombiano para equipos eléctricos. Este importante logro refleja el liderazgo tecnológico de Growatt y su compromiso por promover el desarrollo seguro y sostenible del mercado solar colombiano.

La certificación RETIE (Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas) es fundamental en Colombia para la instalación y comercialización de equipos eléctricos, garantizando su seguridad, calidad y compatibilidad electromagnética. Con la obtención de RETIE 2024, Growatt asegura a instaladores, distribuidores y usuarios finales la disponibilidad inmediata de productos innovadores, seguros y adaptados completamente a la regulación local. Entre los modelos certificados se destacan inversores híbridos de última generación como las series SPH, SPE y WIT, además de inversores conectados a red altamente eficientes de las series MIN, MID y MAX, utilizados ampliamente en sistemas solares residenciales, comerciales e industriales.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, destacó: “La certificación RETIE 2024 subraya nuestra firme apuesta por Colombia, un mercado estratégico clave para Growatt. Estamos comprometidos en ofrecer tecnología de punta y soluciones adaptadas localmente, fortaleciendo nuestra colaboración con socios locales y contribuyendo activamente al desarrollo energético sostenible del país».

Esta certificación representa un paso clave en la estrategia de crecimiento de Growatt en Colombia, reforzando la confianza y facilitando la adopción masiva de la energía solar. Además, subraya la dedicación continua de Growatt por brindar soluciones energéticas avanzadas y perfectamente adaptadas a las necesidades específicas del mercado colombiano.

Growatt continúa apostando decididamente por la localización, fortaleciendo su presencia en Colombia mediante soporte técnico local, capacitación continua a instaladores y distribuidores, y una estrecha cooperación con actores del sector energético nacional. El enfoque localizado permite a Growatt ofrecer no solo productos innovadores, sino también un servicio integral y adaptado a las particularidades del mercado colombiano.

La certificación RETIE 2024 reafirma el compromiso de Growatt con la excelencia tecnológica, la seguridad eléctrica y la sostenibilidad ambiental, posicionando a la compañía como un socio estratégico clave en el avance de la energía solar en Colombia.

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Zelestra, compañía global de energía renovable multitecnológica, anunció la operación comercial completa de su planta solar San Martín de 300 MWdc en Perú, la más grande jamás construida en el país.

Entregado en menos de 18 meses, bajo la dirección de la división interna de EPC (ingeniería, compras y construcción) de Zelestra, San Martín generó 900 empleos durante el pico de construcción. La planta solar, compuesta por 450.000 módulos, generará más de 830 GWh de energía limpia al año. Esto equivale a abastecer a más de 440.000 hogares y a evitar la emisión de más de 166.549 toneladas de CO2 al año.

Entregado a tiempo y dentro del presupuesto, el proyecto ahora suministra energía limpia a su cliente, Kallpa Generación, mediante un contrato de compraventa de energía (PPA) a largo plazo. La electricidad limpia producida permite a la empresa seguir diversificando las fuentes de energía para sus clientes en Perú.

Leo Moreno, CEO de Zelestra, afirmó: «La exitosa entrega de San Martín refuerza nuestro compromiso con un enfoque centrado en el cliente. Al aprovechar nuestra experiencia global en ingeniería, adquisiciones y construcción, podemos co-construir con éxito soluciones a medida que concretan proyectos a tiempo y dentro del presupuesto. Nos enorgullece ver el proyecto solar más ambicioso del Perú ya en pleno funcionamiento, y esperamos una colaboración a largo plazo con Kallpa para suministrar energía limpia y confiable durante los próximos años».

Zelestra cuenta con más de 7 GW de BESS y proyectos solares en cartera en Perú, Chile y Colombia. Y más de 1,7 GW ya tienen contratos con clientes en la región, lo que impulsó su reciente nombramiento entre los 10 principales proveedores de energía limpia a clientes corporativos a nivel mundial.

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Panamá confirmó un hito en su hoja de ruta energética: el próximo lunes se presentará oficialmente el primer cronograma anual de licitaciones eléctricas, marcando el inicio de una etapa estructurada y estratégica en la planificación del sector.

El presidente José Raúl Mulino explicó que este nuevo sistema serviría tanto para atraer inversiones como para proteger a los usuarios del servicio eléctrico. Mientras que el formato incluirá precios topes más favorables que los actuales, dotando al sistema de una mayor competitividad y eficiencia.

«Vamos hacia un sistema más competitivo que impulse inversiones y que cuide el bolsillo de las familias», enfatizó el mandatario en conferencia de prensa.

«Con estas licitaciones impulsamos inversiones de más de 1.000 millones de balboas en los próximos cuatro años», aseguró, aclarando que los recursos se destinarán tanto a nuevas plantas de generación como a la modernización de infraestructuras existentes, reforzando la cobertura y confiabilidad del servicio.

Un año clave para las licitaciones renovables en Panamá

El anuncio de Mulino se enmarca en un contexto de fuerte dinamismo en el sector energético panameño. Este año, el país avanzó con nuevas rondas de subastas, promoviendo la entrada de Core Alliance, que ingresó al mercado con asesoría especializada para participar en procesos competitivos. La convocatoria priorizó proyectos hidroeléctricos y eólicos, en sintonía con las reformas propuestas a la Ley 6, consolidando un entorno más atractivo para los inversores.

Meses antes, Panamá ya había abierto el juego a más licitaciones renovables, estableciendo un calendario ordenado con subastas de corto y largo plazo enfocadas en tecnologías limpias. El esquema incluyó un precio máximo de 97,50 USD/MWh y contratos de hasta 180 meses, orientados a garantizar mejores tarifas en el mediano plazo y consolidar una matriz diversificada.

Con esta política, el país buscó asegurar procesos competitivos, transparentes y con impacto directo en la economía doméstica. La convocatoria de este lunes continuará esa línea, con un primer llamado dirigido a proyectos de generación hídrica y eólica.

El evento se realizará en las oficinas de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), donde además se llevará a cabo la reunión de homologación. Durante ese acto se presentará el calendario completo de subastas previsto para el año, brindando previsibilidad al mercado.

«Se establecieron precios topes que fueron más favorables a los usuarios que los actuales», afirmó el mandatario al explicar los alcances de la política.

Según indicó Mulino, el esquema permitirá avanzar hacia un sistema eléctrico más sólido y confiable, alineado con estándares internacionales, lo que representará «tranquilidad por contar con electricidad a tiempo completo».

«La economía y su resurgimiento están atados íntimamente al desarrollo del empleo bien remunerado en muchas áreas», añadió.

Con este plan, el Gobierno busca consolidar a Panamá como un hub regional de inversión energética, priorizando energías limpias, asegurando un suministro seguro y estable, y garantizando tarifas más justas para los consumidores.

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La reforma judicial impulsada en 2025 en México, que incluyó por primera vez la elección de magistrados y jueces de distrito, despierta escepticismo entre los actores del sector renovable. Así lo sostuvo Amado Villarreal González, director general de Energy Insights, quien advirtió que el cambio genera dudas sobre la seguridad jurídica para las inversiones en energía limpia.

“Estamos experimentando un nuevo modelo del poder judicial que genera incertidumbre y paraliza el sector. Las empresas necesitan confianza que es el ingrediente básico de la inversión”, expresó Villarreal González en diálogo con Energía Estratégica. 

“Las decisiones de inversión en energía son actividades altamente reguladas y al final recaen mucho en el aparato judicial para definir la viabilidad de los proyectos y la vinculación público-privada”, enfatizó el director de Energy Insights, recordando que en septiembre se pondrá en marcha el funcionamiento del nuevo poder judicial.

Además, señaló que este contexto genera un escenario con reglas poco claras para la inversión extranjera, sumado a la guerra comercial con Estados Unidos y la revisión del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), a pesar que la nueva administración empezó a abrir ventanas para la participación del sector privado en generación limpia, aún faltan reglas claras para las empresas..

El Plan Nacional de Desarrollo propuesto por el Gobierno incluye metas ambiciosas: sumar 22 GW de capacidad renovable al 2030 y alcanzar un 45% de participación de fuentes limpias en la matriz energética. Sin embargo, el contexto regulatorio actual plantea dudas sobre su viabilidad. Entre febrero y marzo de 2025 se realizaron reformas a las leyes secundarias, pero el mercado aún espera los lineamientos concretos para la participación privada.

El sistema eléctrico mexicano enfrenta un déficit estructural, durante los últimos meses el país ha enfrentado apagones eléctricos en diversas regiones, incluyendo las penínsulas de Baja California y Yucatán. “La autoridad energética ha pedido a la industria que modere sus consumos para evitar apagones. Eso es una señal de que vamos atrás en inversión en infraestructura y en generación”, alertó Villarreal González.

«Incluso, hay momentos en que el consumo sobrepasa el nivel máximo de generación. Entonces entran las reservas, que siempre han sido muy cuestionadas, pero al final se programan apagones rotativos para mantener la estabilidad del sistema”, detalló.

Frente a esta situación, una de las áreas de oportunidad es el autoconsumo energético. Las reformas recientes permiten a las empresas generar hasta 20 MW en esquemas de autoconsumo sin conexión al sistema eléctrico nacional, lo cual abre un espacio interesante para industrias que buscan autonomía energética.

En ese sentido, el especialista apuntó a que una vez que se definan las reglas se verá una expansión de la generación de autoconsumo y almacenamiento en méxico. “Nuestra solución está en nuestras manos: crear un esquema de apertura a la inversión que le dé seguridad a las empresas, porque los recursos los tienes, lo que falta es generar las condiciones”, concluyó el especialista.

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Empresas Públicas de Medellín (EPM) decidió suspender temporalmente la construcción del parque eólico E200, con una capacidad de 200 MW en La Guajira, pese a contar con la licencia ambiental. 

La empresa considera inviable avanzar debido a la complejidad social del territorio y deja el proyecto «guardado» sin una fecha clara para su reactivación.

Esta suspensión no es un caso aislado. Otros desarrolladores como Celsia, Enel Colombia y EDP Renewables también enfrentan paralizaciones en La Guajira, sumando en total 1.535 MW detenidos. 

En concreto, Celsia tiene detenidos los parques Camelias y Acacia (330 MW); Enel suspendió Tumawind (200 MW) y Chemesky (100 MW), además de vender Windpeshi (205 MW) a Ecopetrol tras su paralización en mayo de 2023; y EDP canceló Alpha y Beta, que juntos aportarían cerca de 500 MW.

Uno de los problemas centrales es la infraestructura de conexión. La línea de transmisión Colectora, crucial para evacuar la energía generada en la región, estaba programada inicialmente para noviembre de 2022. 

Tras múltiples retrasos, su entrada en operación se ha pospuesto hasta agosto de 2026, aumentando la incertidumbre técnica y contribuyendo a la decisión de EPM de detener el proyecto E200.

Otro desafío significativo radica en los conflictos con las comunidades indígenas Wayuu. Las empresas han enfrentado hasta ahora 235 procesos de consulta previa con importantes desacuerdos y retrasos, según advierten desde el sector.

El gran potencial eólico de Colombia está concentrado en La Guajira, una zona con desafíos sociales profundos. La demora en la infraestructura de transmisión fue clave para que estos proyectos no puedan honrar sus compromisos comerciales, acumulando pérdidas desde 2023 que los han hecho inviables.

Alejandro Lucio, CEO de Óptima Consultores, afirma que «aunque se espera que la línea de transmisión Colectora finalmente opere hacia 2026, es demasiado tarde para las empresas originales, que ya agotaron su paciencia y su capacidad de absorber pérdidas». 

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica remarca que los problemas fundamentales siguen siendo sociales y de infraestructura y sostiene: «Las empresas simplificaron excesivamente el contexto colombiano, tomando riesgos mal calculados».

En este contexto, cobra relevancia el papel que está asumiendo Ecopetrol, que ha comenzado a adquirir proyectos eólicos detenidos como parte de su estrategia de transformación hacia una empresa de energías renovables.

Aunque actualmente la normativa le impide actuar como generador, la empresa ha comenzado a avanzar en el sector a través de la figura del «autogenerador remoto», una modalidad recientemente habilitada que le permite producir energía en una ubicación distinta a la del consumo propio.

El colapso del desarrollo eólico onshore en Colombia se evidencia no solo en cifras alarmantes, sino en la incapacidad de resolver cuellos de botella estructurales y sociales, alertando que la simple disponibilidad del recurso eólico no garantiza su aprovechamiento efectivo.

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Perú está experimentando una transformación energética promovida por los aumentos en el costo de la energía y la falta de dinamismo en la demanda.

Pool Suárez, experto en venta de energía y gerente comercial de Ferrenergy, señaló: “Se está dando un fuerte impulso a los proyectos de autogeneración, sobre todo en sectores industriales y agroindustriales, para poder hacerle frente a los impactos de los sobrecostos energéticos”.

Uno de los factores más relevantes en la ecuación de costos energéticos es el cargo por potencia, que representa entre el 35% y el 40% de la factura eléctrica total. Este componente ha generado un cambio en la forma en que las empresas planifican su abastecimiento energético, impulsando la autogeneración renovable.

En paralelo, el mercado de los contratos de compraventa de energía (PPAs) atraviesa una etapa de alta volatilidad y de un aumento de precios. Mientras en 2018 los contratos se cerraban en torno a los 20 o 25 dólares por MWh, actualmente se sitúan entre 40 y 50 dólares por MWh, con esquemas que incluyen cláusulas variables ajustadas al comportamiento del mercado. 

“Esto ha golpeado a la industria y ha llevado a muchas empresas a buscar alternativas de autogeneración para tener previsibilidad en los costos”, agrega el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

El avance del autoconsumo energético en Perú se materializa en proyectos concretos. Uno de los casos más destacados es La Joya, una planta de 28 MW de capacidad ubicada en Arequipa, desarrollada por la cementera Yura, del grupo Gloria, que se posiciona como la instalación de autogeneración más grande de Latinoamérica. En la misma línea, Agroaurora, también perteneciente al grupo, está en proceso de licitación para construir una central fotovoltaica de 12 MW en Piura, destinada al abastecimiento propio.

El interés por abastecerse con fuentes renovables también crece entre los sectores de alta demanda energética, como la minería. Suárez destaca el caso de la minera Anglo American (Quellaveco), que permitió viabilizar el parque eólico Punta Lomitas, de Engie, mediante un contrato de suministro a largo plazo. Este modelo, donde la demanda minera hace bancable un proyecto de generación, podría repetirse en iniciativas similares vinculadas a empresas como Zafranal y San Gabriel, lo que contribuirá a incrementar la capacidad renovable y confiable en el sistema eléctrico nacional.

En cuanto al desarrollo de grandes proyectos, Perú recientemente inauguró la Central Fotovoltaica San Martín, de 252 MW, a cargo de Zelestra, y se espera la construcción de un parque eólico de 220 MW por parte de Celsia, utilizando equipos originalmente destinados a Colombia. Además, la firma Orygen, anteriormente Enel Generación, planea desarrollar un hub híbrido de energía solar y eólica de casi 400 MW.

Actualmente, la nación andina cuenta con más de 23 GW de capacidad en proyectos renovables ya identificados, tanto solares como eólicos. Sin embargo, muchos de ellos se encuentran en distintas etapas de tramitación y enfrentan obstáculos burocráticos. “Es un proceso como una maratón: el que llegue primero a la bancabilidad y al cierre financiero es el que finalmente se desarrollará”, explica Suárez.

A pesar de estos avances, la sobreoferta de proyectos choca con un contexto de baja demanda. Según afirma el especialista, la demanda nacional es aproximadamente de 7 GW, mientras que hay más de 20 GW renovables en estudios y tramitación. Suárez aclara que en Perú no existe prelación por tener el estudio de preoperatividad aprobado, sino que avanzan los proyectos que logren financiamiento y contratos firmes.

En este escenario, el almacenamiento comienza a tomar un rol clave, tanto como solución para la industria como herramienta sistémica a futuro. “Estamos viendo proyectos de energía solar en techos combinados con baterías que permiten ahorrar tanto en energía como en potencia. En el sector retail y agroindustrial ya son una realidad”, afirma Suárez. 

De cara a los próximos años, el desafío será también de carácter estructural. “Estamos yendo hacia el camino de Chile; de acá a los próximos cinco años vamos a tener un porcentaje relevante de energías renovables, con lo cual se va a hacer de mayor atractivo el almacenamiento a esa escala”, anticipa Suárez.

 Para ello, será fundamental incorporar servicios complementarios como regulación de frecuencia y sistemas de almacenamiento utility scale, que permitan gestionar un sistema eléctrico cada vez más renovable. 

No obstante, el ejecutivo señala que el mayor atractivo inmediato está en el sector industrial y comercial, donde el almacenamiento brinda a las empresas autonomía y capacidad de autogestión energética, siempre y cuando se mantenga la estabilidad jurídica y reglas claras de mercado. Además, destaca que esta infraestructura permitirá prevenir posibles vertidos por exceso de generación ante las limitaciones actuales de transmisión.

El desarrollo del hidrógeno verde también aparece en la agenda como una vía para impulsar la demanda energética. Perú cuenta con La Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, en proceso de actualización, para promover esta tecnología, lo que podría abrir un nuevo mercado para las renovables. “El timing es clave. No hay que esperar a que sea competitivo; se debe dar señales claras y desarrollar capacidad ahora, para posicionarse a futuro”, remarca Suárez.

A nivel regulatorio, la Ley 28.832, que es el marco legal actual del sector eléctrico en Perú, y la Ley 32.249, se encuentran en proceso de actualización para dar un mayor impulso a las renovables y al sistema de contratación de energía. “La actualización a nuestra ley 32.249 lo que está buscando es incentivar, dinamizar este mercado de licitaciones de largo plazo”, comenta Suárez. Según detalla, la propuesta incluye contratos de hasta 15 años, con periodos de gracia para construcción y desarrollo, y la posibilidad de utilizar bloques horarios, lo que permitirá introducir renovables con mayor competitividad.

La estabilidad jurídica y la mejora de los esquemas de financiamiento son aspectos esenciales para lograr un ecosistema energético más dinámico. “Nos falta madurez en el financiamiento para proyectos industriales y comerciales, pero si logramos atraer más inversionistas, el mercado crecerá no solo en utility scale sino también a nivel usuario final”, concluye el ejecutivo de Ferrenergy.

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METLEN firmó un contrato de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) a 15 años con Copec EMOAC, filial de Copec especializada en la comercialización de energías renovables. El acuerdo contempla el suministro de energía limpia proveniente de cuatro plantas solares del portafolio de METLEN en Chile.

El contrato considera un suministro anual de 450 GWh, con inicio de entregas previsto para el segundo trimestre de 2026. Esta energía estará respaldada por una capacidad total de 322 MW en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS), provenientes de los proyectos Willka, Doña Antonia, Tocopilla y Tamarico, desarrollados por METLEN.

Este acuerdo de largo plazo permitirá a Copec EMOAC acceder a energía renovable durante los horarios de baja generación solar, contribuyendo así a la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable, flexible y sostenible. Según lo establecido, la energía será entregada durante entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, franjas en que la producción solar disminuye naturalmente.

Copec EMOAC durante los horarios en que la generación solar disminuye, apoyando así la descarbonización del sistema eléctrico chileno y garantizando una provisión estable y sostenible. Según lo establecido en el contrato, la energía será entregada durante el llamado «Bloque No Solar», definido entre las 19:00 y las 07:59 horas en horario de invierno, y entre las 22:00 y las 06:59 horas en horario de verano, momentos en los que la producción solar cae naturalmente.

“Estamos muy contentos de concretar esta alianza con Metlen, porque fortalece nuestra oferta de soluciones energéticas renovables y confiables, pensadas para responder a las necesidades específicas de nuestros clientes. Gracias a este acuerdo, reforzamos nuestra capacidad para garantizar suministro nocturno mediante generación solar respaldada por almacenamiento en baterías, ofreciendo así una respuesta segura y flexible ante la creciente demanda por soluciones sostenibles. Este paso refleja nuestro compromiso con la transición energética de Chile y con la entrega de un servicio innovador y de excelencia,” señaló Arturo Natho, gerente general de Copec.

La implementación de PPAs nocturnos por parte de METLEN en Chile refuerza su rol estratégico en el impulso de la transición energética del país, combinando soluciones contractuales innovadoras con su portafolio en expansión de activos renovables y alianzas clave. Un PPA nocturno representa una cobertura fundamental frente a la alta volatilidad de precios, y cobra cada vez más relevancia en el actual contexto energético —especialmente ante la creciente penetración de fuentes variables como la solar. Al asegurar el suministro durante horas de baja producción solar, cuando normalmente se recurre a fuentes más costosas como el gas o los mercados de balance, este acuerdo aporta estabilidad y previsibilidad de precios.

Esta alianza representa un hito relevante en la expansión de METLEN en América Latina, reforzando su compromiso con el desarrollo de energías limpias y apoyando la estrategia de Copec EMOAC para asegurar un abastecimiento energético confiable y sostenible.

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Puerto Rico operó desde finales de 2023 la primera planta virtual de energía (VPP) de la región, bajo el programa CBES (Community Battery Emergency Sharing), coordinado por LUMA. El modelo integró a más de 63,000 hogares con baterías, que se activaron en red ante picos de demanda o caídas en el suministro, despachando energía almacenada de manera casi instantánea.

El mecanismo consistió en una señal del operador de la red a los agregadores tecnológicos —Tesla Energy, Sunrun, Sonnen, entre otros— que enviaron comandos a sus flotas de baterías domésticas. Las unidades se activaron de forma automática, respetando los parámetros definidos por los usuarios. “Estas baterías pueden ser gestionadas como una flota; LUMA puede solicitar un despacho específico para evitar un apagón”, explicó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).

En cada evento, los hogares decidieron cuánto aportar. La mayoría optó por despachar solo un 20 % de la capacidad, priorizando su respaldo individual en caso de cortes prolongados. Sin embargo, el sistema aportó hasta 50 MW, una capacidad comparable a una planta de generación tradicional en la isla. Según Rúa Jovet, el potencial inmediato pudo haber alcanzado los 200 MW con las baterías registradas en el programa. Si se consideraban todas las baterías instaladas, esa cifra se duplicaba.

Cada mes se instalaron unas 4,000 baterías nuevas, principalmente Tesla Powerwall 2, aunque también se sumaron modelos Powerwall 3, Sonnen y SolarEdge. El crecimiento sostenido del almacenamiento residencial planteó la posibilidad de escalar el modelo. “Con 135,000 baterías desplegadas y un ritmo de instalación constante, el potencial podría llegar a 700 MW si el 80 % de los usuarios aceptan participar activamente”, proyectó Rúa Jovet.

El programa eliminó sus límites iniciales —que restringían la participación a 6,000 hogares— y funcionó como un esquema abierto a todos los usuarios con equipos compatibles. Esto permitió consolidar la VPP como un recurso adicional para mitigar el riesgo de apagones, sin necesidad de activar plantas fósiles de emergencia. La activación de la flota fue más rápida y flexible, y permitió ajustar la potencia aportada en función de las necesidades del sistema.

Uno de los aspectos que Rúa Jovet consideró clave fue el modelo de incentivos. Los hogares participantes recibieron un crédito por cada kWh despachado, pagado por LUMA a través de las tarifas de respuesta a la demanda y reserva de capacidad. “El incentivo dado a los clientes es de US$1 por kWh, mientras que en California es de US$2. Pero aquí logramos evitar apagones con un costo mucho menor al de construir o operar plantas de picos fósiles”, sostuvo.

El esquema también representó una oportunidad económica para los hogares con baterías. Según SESA, los ingresos anuales promedio alcanzaron los US$550 por cliente, dependiendo de la cantidad de eventos en los que se activó la flota. Algunas empresas, como Sonnen, ofrecieron tarifas anuales fijas de US$750, mientras otros agregadores propusieron modelos híbridos de pago por evento o por capacidad contratada.

Rúa Jovet advirtió, sin embargo, que para sostener el crecimiento sería necesario actualizar la regulación y los estándares técnicos. “La coordinación entre LUMA, los agregadores y la Autoridad de Energía Eléctrica debe ser fluida. Necesitamos lineamientos claros y modernos para seguir avanzando”, señaló. También subrayó la importancia de garantizar la interoperabilidad entre diferentes plataformas y asegurar que los usuarios mantuvieran el control sobre sus recursos energéticos.

La red eléctrica de Puerto Rico, afectada por huracanes y con infraestructura vulnerable, encontró en este modelo una herramienta complementaria para mejorar su resiliencia. “Esto es resiliencia comunitaria en acción. El usuario controla su batería, puede decir cuánto quiere aportar y puede optar por no participar en un evento si lo desea. Es un empoderamiento real del consumidor”, afirmó Rúa Jovet.

El sistema aún enfrentaba retos técnicos y regulatorios, pero la experiencia de Puerto Rico ya ofrecía un caso concreto de cómo la agregación de almacenamiento distribuido podía transformarse en un recurso estructural del sistema eléctrico. El modelo fue visto por SESA como una herramienta replicable en otros mercados, tanto por su capacidad de respuesta como por su esquema de participación ciudadana. “Estamos hablando de seguridad energética y de sostenibilidad. Es una nueva forma de entender cómo se genera, almacena y distribuye la energía en tiempos de cambio climático y eventos extremos”, concluyó Rúa Jovet.

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 Solis, una de las marcas líderes en inversores solares a nivel mundial, pone a sus clientes en el centro de su estrategia con el lanzamiento de su Encuesta de Experiencia del Cliente – Mitad de Año 2025.

Ya sea que sean propietario de un sistema, instalador o distribuidor, las opiniones podrían influir directamente en el desarrollo de nuevas funciones, mejoras en el servicio y en la manera en que Solis brinda soporte a sus usuarios. Como agradecimiento, veinte participantes serán seleccionados aleatoriamente para recibir una tarjeta de regalo de Amazon con valor de $50 USD.

“En Solis, la innovación comienza con nuestros usuarios”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Solis. “Esta encuesta no es un trámite más; es una línea directa con nuestros ingenieros, equipos de producto y expertos en servicio, quienes definen nuestra hoja de ruta.”

¿Qué queremos saber?

• ¿Cómo está funcionando tu sistema Solis?
• ¿Cuál ha sido tu experiencia con nuestro servicio y soporte técnico?
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Cada opinión cuenta—y hasta el comentario más pequeño puede generar un gran impacto.

Detalles de la encuesta:

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• Se requiere información de contacto válida para participar en el sorteo
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Guatemala afianza su estrategia de transición energética con la licitación PEG-5, un proceso competitivo que adjudicará 1400 MW priorizando proyectos de energías renovables. El llamado busca fortalecer la matriz eléctrica del país con nuevas plantas solares, eólicas e hidroeléctricas, bajo reglas claras que fomenten la inversión privada y el desarrollo tecnológico.

En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro, remarcó que la convocatoria marca un cambio de paradigma respecto a procesos anteriores. “Se licitan 1.400 MW, y es libre la oferta de energías renovables basadas en el sol, el viento y el agua o combinaciones de estas”, explicó el funcionario.

Uno de los puntos diferenciales del PEG-5 es la exclusión de tecnologías contaminantes. “En esta licitación se excluye generación con alto contenido de emisiones CO₂”, subrayó Castro, resaltando el compromiso del Ministerio de Energía y Minas con un modelo de crecimiento bajo en carbono.

Contratos a largo plazo y señales al mercado

El proceso prevé contratos de suministro a 15 años, lo que brinda previsibilidad y seguridad jurídica a los inversores, de manera que cuenten con un horizonte financiero estable y atractivo para los mercados internacionales.

Desde el gobierno aseguraron que Guatemala ofrece un entorno favorable para el desarrollo de energías limpias, ya que Castro informó que el Administrador del Mercado Mayorista tiene 27 años de liquidar sin falta las transacciones económicas del sector energía, además de una agencia internacional mejoró la calificación crediticia del país a BB+.

La licitación está abierta a toda la industria energética, pero con un marcado perfil de participación privada, aunque no se excluye la participación del generador nacional INDE.

“Si los proyectos renovables se despachan en la base de la curva de carga y se diseñan para seguimiento de la demanda, se esperaría una reducción en la tarifa de ENERGUATE y una tarifa estable en EEGSA”, indicó el viceministro.

El esquema PEG-5 permitirá que los oferentes propongan soluciones flexibles para optimizar la eficiencia operativa, por lo que será decisión del inversionista definir la mejor tecnología para garantizar la eficiencia, siempre priorizando las fuentes limpias, según detalló el funcionario.

La experiencia de licitaciones anteriores ha sido clave para el diseño de esta convocatoria. “La primera lección es haber sido exportador de energía en el Mercado Regional hasta el año 2020 y ser importador a partir del año 2021”, recordó Castro.

“Necesitamos energía abundante, confiable, barata y que el cambio climático le afecte lo mínimo posible”, enfatizó.

Respecto a la infraestructura de transmisión, el viceministro de Energía aseveró que se ajustará a medida que avancen los proyectos: “El PET-3 no tiene empalme con la PEG-5, pero el refuerzo de la red se dimensionará una vez estén definidos los proyectos, eso será en enero de 2026”. Y cabe recordar que, para esa fecha, está prevista la publicación PET-4, un nuevo plan indicativo de transmisión alineado con las adjudicaciones.

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La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió 27 ofertas que totalizan 1346,9 MW de capacidad BESS, poco menos del triple del doble de potencia disponible a adjudicar (500 MW) en las redes de Edenor y Edesur. 

Durante la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) se reveló que 15 empresas competirán en la histórica primera convocatoria pública para sistemas BESS stand-alone del país: BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar.

Las propuestas serán analizadas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hasta el 12 de agosto; una semana después, se realizará la apertura de sobres B (ofertas económicas) y la adjudicación será el viernes 29 de dicho mes. 

Si bien el proceso aún no está definido, los sectores públicos y privados quedaron sorprendidos positivamente por la cantidad de empresas, proyectos y potencia presentada, considerando que el promedio de capacidad por central oscila en 50 MW. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica trae un resumen de diversos aspectos relevantes de las ofertas técnicas que se dieron a conocer en la apertura de sobres A, realizada el pasado martes 15 de julio en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA)

Interés por las distribuidoras

Más de la mitad de las centrales BESS y dos tercios de la capacidad compite para instalarse en las redes de Edenor. Puntualmente lo harán 17 sistemas de baterías que suman una potencia mínima de 770 MW y hasta 900 MW (promedio de 52,9 MW por proyectos).

Mientras que para las redes de Edesur (contempla una parte de CABA y el sur del Área Metropolitana de Buenos Aires) hay 10 emprendimientos que solicitaron entre 412,5 MW y 446,9 MW (promedio de 44,69 MW). 

Un dato curioso es que cada una de las distribuidoras que serán off-takers tuvo un nodo con mayor interés que el resto, con 4 propuestas en ambos casos. 

Por el lado de Edenor fue para el nodo N° 1600, correspondiente a la estación transformadora de las cercanías del Parque Industrial Pilar, del corredor Rodríguez – Talar; en tanto por la parte de Edesur fue en el nodo N° 2150, la ET Almirante Brown, a pocos metros del Parque Industrial Burzaco. 

Empresas

La licitación pública lanzada a mediados de febrero del corriente año atrajo más de 1000 millones de dólares de inversiones por parte del sector privado con vasta experiencia en el mercado energético del país – varias de ellas con alta participación renovable -. 

Tal es así que las compañías que presentaron el mayor número de proyectos fueron las siguientes: Genneia (4 centrales por 170 MW), Sullair Argentina (4 BESS – 144 MW), Rowing (4 sistemas – 103 MW), MSU Green Energy (3 proyectos – 330 MW, siendo la firma con mayor potencia ofertada), Coral Energía (2 propuestas – 100 MW) y Central Puerto (2 plantas BESS – 205 MW). 

Mientras que el resto de las empresas mencionadas anteriormente hicieron lo propio con un proyecto por firma, aunque cabe aclarar que Everyray LATAM y Alupar se unieron para una sola oferta, siendo las únicas dos compañías internacionales que seguirán en la carrera de la convocatoria AlmaGBA.

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La industria de las energías renovables en Perú vive un momento de auge, impulsado por un régimen de promoción y cambios normativos que resulta especialmente atractivo para el capital privado. Así lo asegura Pedro Antonio Morales, abogado especializado en energía y desarrollo de proyectos energéticos,asociado senior de Miranda & Amado, quien a su vez advierte que ese incentivo ha generado un crecimiento acelerado no planificado que comienza a tensionar al sistema.

Actualmente, hay 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados con una capacidad promedio de 180 MW cada uno, que suman 10.000 MW de posible nueva oferta. 620 MW ya cuenta con concesión otorgada, mientras que la demanda actual del país alcanza los 7.000 MW aproximadamente. Estas cifras preocupan al operador del sistema, ya que, según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. 

Si bien el COES cumple con planificar el sistema detallando en su plan de transmisión las nuevas líneas que se requieren y aquellas que necesitan reforzarse  aumentar capacidad, Morales es contundente al señalar que: “Por los tiempos no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos RER”, enfatiza.

Y apunta a que esta situación derivará inevitablemente en escenarios de vertimiento energético RER. “Si el inversionista proyecta ingresos, flujos financieros, sustentado en la inyección del 100% de la producción, estos flujos se verán afectados si el proyecto se conecta en un punto en donde existe congestión en la red para exportar la energía, estando obligado por decisiones operativas a no poder inyectar ese 100% que su modelo económico requiere”, analiza.

En ese sentido, el abogado advierte que si no se planifica correctamente e implementan ajustes técnicos y regulatorios urgentes, el sistema podría enfrentar situaciones críticas que perjudican a todos los agentes (tanto a los generadores como a los clientes). 

“Hoy en día pienso que podría ser riesgoso para el sistema la inclusión de un número importante de generación RER sin una planificación y adecuación de la red. Ese régimen de promoción tan bueno está haciendo que haya muchas renovables sin una planificación adecuada, lo que al final puede poner en default al sistema”, sostiene.

El especialista destaca que, desde la perspectiva de un inversor, Perú es un destino altamente competitivo para el desarrollo de energías renovables debido a su régimen de promoción y a sus recursos. La normativa vigente garantiza a las tecnologías limpias un lugar prioritario en el despacho de energía, al considerar su costo variable como “0”. 

Además, las subastas RER permitieron a los generadores cerrar PPA con el estado peruano con ingresos asegurados, lo que fomentó la bancabilidad de los proyectos. Según Morales, hoy los contratos se cierran en el mercado libre a precios que oscilan entre 40 y 45 dólares por megawatt-hora. “Las RER ya compiten con térmicas e hidroeléctricas y no dependen tanto de este régimen de subastas”, señala.

A inicios de este año, se publicó un cambio normativo clave que refuerza la flexibilidad comercial de las renovables. Se modificó la Ley 28832, lo que permitió separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme. Antes, los proyectos renovables sólo podían vender la energía firme asociada a la potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes. 

Hoy, eso ya no es así. “Ahora ya se puede comercializar potencia y energía de manera disgregada, disociada, de manera independiente, y eso ayuda mucho a la generación renovable”, explica Morales. Este cambio normativo resulta especialmente relevante para tecnologías como la solar, que si bien no cuentan con potencia firme en el horario de máxima demanda (de 18 a 23 horas), sí tienen energía firme que pueden comercializar en bloques horarios. 

Sin embargo, mientras el mercado ofrece oportunidades, la infraestructura eléctrica y la demanda crecen a un ritmo más lento. Morales advierte que la expansión actual responde más a señales del mercado que a políticas activas del Estado. 

El sector minero, principal consumidor de energía en Perú, no tiene hoy exigencias regulatorias que le obliguen a incorporar un porcentaje mínimo de renovables en su matriz de abastecimiento. Las decisiones de contratar energía verde dependen exclusivamente de estrategias corporativas vinculadas a la sostenibilidad y la transición energética. 

“En el Perú hay libertad de contratación para las empresas y libertad en la forma cómo deben llevar sus actividades comerciales, no se puede imponer a los privados el uso de un tipo de tecnología para el suministro eléctrico a sus operaciones”, aclara Morales.

Frente a este escenario, surge el debate sobre herramientas complementarias para mitigar los riesgos de inestabilidad en el sistema. El almacenamiento energético es una de las alternativas más discutidas, aunque su adopción aún es limitada debido a los altos costos. Algunas centrales térmicas ya han comenzado a incorporar baterías, pero no existe una regulación que lo exija de manera generalizada.

Otros aspectos vinculados a la gestión moderna de la red, como los smart grids o el peak shaving, también forman parte de la discusión técnica en el sector eléctrico peruano, aunque todavía no han sido formalmente incorporados al marco regulatorio.

En ese marco, el Congreso discute la posibilidad de elevar la participación obligatoria de renovables en la matriz energética del 5% al 20%.“Hoy en día no se podría implementar”, advierte el abogado de Miranda y Asociados, quien insiste en que la expansión renovable debe estar acompañada de una planificación adecuada para evitar riesgos operativos.

El próximo paso regulatorio, según Morales, debería ser la adecuación del sistema a la inyección renovable. Esto implicaría, entre otros aspectos, que el operador del sistema tenga las facultades para establecer criterios o requisitos técnicos idóneos para los nuevos proyectos, adaptados a la coyuntura actual de la red. “Esto no debe interpretarse como una traba, sino como una necesidad para asegurar la seguridad operativa y proteger la inversión de los propios desarrolladores y de sus clientes”, concluye.

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Con el objetivo de promover una mirada federal sobre los desafíos y oportunidades del sector energético argentino, la Comisión Directiva del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME) eligió a Mendoza como sede de su reunión de directorio.

La apertura del encuentro, celebrado en las oficinas de la Empresa Mendocina de Energía (Emesa), estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien destacó el valor de descentralizar la agenda energética nacional.

“Esta visita reafirma la necesidad de una mirada federal para dimensionar la realidad energética del país. Emesa es el brazo ejecutor de la política energética mendocina, y contar con una empresa sólida, con proyectos innovadores y con equilibrio económico, nos permite avanzar de forma estratégica en una transición energética real y sostenible”, afirmó.

Participaron en esta reunión Ignacio Millán, presidente del CACME y representante de YPF; Graciela Misa, secretaria, de EDET; Gustavo Rodríguez y Jorge Vugdelija, miembros de la Comisión Revisora de Cuentas; Federico Mancuso, gerente de Asuntos Públicos Downstream de YPF; Juan José Mitjans, director ejecutivo del CACME; y los representantes mendocinos: Mauricio Pinti Clop, gerente general de Emesa y vocal titular del CACME, y Gerardo Rabinovich, presidente de Emesa y vocal suplente del CACME.

Como parte de la jornada, el director de Emesa y exsecretario de Energía de la Nación Daniel Montamat brindó la conferencia “Las tendencias relevantes del futuro energético”. Se trató de una mirada estratégica sobre la matriz energética nacional, la transición a fuentes limpias y la importancia de las inversiones en infraestructura para permitir la exportación de energía.

Luego se desarrolló la reunión de la Comisión Directiva, con un temario centrado en las novedades del Consejo Mundial de la Energía (WEC), las actualizaciones del Programa de Líderes del Futuro Energético (PFLE) y la situación de los socios del comité.

“Es un orgullo que el CACME sesione en Mendoza por primera vez”, afirmó Pinti Clop. “Esta visita permite visibilizar el trabajo técnico y los proyectos sostenibles que impulsamos desde Emesa y fortalece el diálogo estratégico entre los principales actores del sector”.

El rol de la infraestructura en la transición energética

Durante el encuentro, la ministra Latorre remarcó uno de los principales desafíos de la región: la necesidad de contar con infraestructura de transporte energético para viabilizar la generación y comercialización internacional de energía.

“El gran cuello de botella en América Latina y también en Argentina es la falta de infraestructura para evacuar la energía generada. Podemos tener grandes recursos, pero si no contamos con líneas de transporte y sistemas integrados, difícilmente podamos aprovecharlos. Mendoza trabaja fuertemente para cambiar eso”, señaló.

Un ejemplo de esto es la Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, que Mendoza puso en funcionamiento en 2024 para dar previsibilidad al sistema en todo Cuyo. Se trata de un tendido de 22 kilómetros de doble terna de 220 KV que aporta estabilidad a la red y permite que se puedan ejecutar grandes inversiones en energías limpias, como la solar, con líneas de transporte confiables.

Latorre también se refirió a las próximas licitaciones de concesiones hidroeléctricas en Mendoza y a la importancia de seguir promoviendo inversiones privadas en energías renovables, particularmente en solar fotovoltaica, como parte del cambio estructural en la matriz energética provincial.

Una mirada internacional desde el CACME

Por su parte, Ignacio Millán, presidente del CACME, valoró el potencial energético de la provincia y su diversidad de fuentes: “Mendoza representa un modelo muy interesante desde el punto de vista energético, con generación térmica, renovable, refinería y campos maduros. Su aporte a la matriz nacional es clave. Desde el CACME, nos entusiasma proyectar esa visión a escala internacional”.

Millán también confirmó la participación del Comité en Energy Week Panamá 2025 y anticipó la necesidad de una fuerte representación argentina en el próximo Congreso Mundial de la Energía, que se celebrará en Río de Janeiro en 2026.

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La Sección de Autoconsumo de APPA Renovables ha reelegido a Jon Macías, Director Comercial y de Marketing de Edison Next Spain, para un segundo mandato de cuatro años al frente de APPA Autoconsumo.

Durante su primer mandato, el sector ha sido testigo de la máxima etapa de desarrollo de esta tecnología, con más de 6 GW de Autoconsumo instalados en los últimos cuatro años. El reto futuro será el impulso del autoconsumo colectivo, la integración del almacenamiento y responder a la necesidad de las industrias de conseguir mayor resiliencia gracias a estas instalaciones.

Un sector que debe reactivarse para alcanzar las metas

En 2024, por primera vez se redujo la instalación de potencia anual hasta situarse por debajo del ritmo necesario para alcanzar las metas de 19 GW para 2030. Según la última edición del Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico (enlace), los 1.431 MW instalados en 2024 no servirían para alcanzar las metas.

“Contamos con un sector comprometido y experto, que ha demostrado que podemos mantener un ritmo instalador superior a los 2 GW anuales, sin embargo, debemos hacer un esfuerzo por trasmitir a la sociedad los ahorros que supone la combinación de Autoconsumo y electrificación”, ha explicado Jon Macías.

Macías, que ha sido elegido Presidente por un segundo y último mandato hasta 2029, liderará la Sección de Autoconsumo hasta casi la finalización del PNIEC: “No se trata de si alcanzamos esos 19 GW en 2030 o en 2032, si no de que el sector se consolide en nuestro país como una vía para que los hogares se beneficien de los ahorros y las industrias sean más competitivas. El Autoconsumo en España, con las horas de sol que tenemos, es una autopista hacia la competitividad empresarial”, aclaró el presidente de APPA Autoconsumo.

El almacenamiento, un nuevo impulso para el Autoconsumo

“Lo que estamos viendo desde el sector, y nos transmiten las más de 100 empresas asociadas a APPA Autoconsumo, es que el interés por el autoconsumo con almacenamiento, se ha reactivado. Las empresas quieren dotarse de mayor resiliencia ante posibles fallos en la red”, ha compartido Macías.

Tras el cero energético del 28 de abril, muchas industrias han decidido reforzar su independencia energética. “Cuando una industria instala Autoconsumo y almacenamiento, al año está pidiendo aumentar su inversión porque ve que se rentabiliza. Con los cálculos del año pasado, que el mercado estaba más barato, un Autoconsumo residencial se pagaba con los ahorros en ocho años y uno industrial en menos de siete. Con los precios de este año, el retorno de la inversión se consigue en un tiempo aún menor. Esto lo tenemos que explicar a la sociedad y hacer posible la financiación y el acceso a estas soluciones”, ha concluido Jon Macías.

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La licitación de sistemas de almacenamiento AlmaGBA de Argentina recibió un alto interés del sector energético, dado que 14 empresas ofertaron 27 proyectos que totalizan exactamente 1346,9 MW de capacidad.

Esto significa que la oferta de potencia representa más del doble de los 500 MW adjudicables para sistemas BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur en el ámbito del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Energía Estratégica, medio de noticias internacional sobre energías renovables, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires durante la apertura de ofertas técnicas, de la que asistieron diversas autoridades de la Secretaria de Energía de la Nación y más de 70 empresarios del sector. 

Tras la apertura de ofertas administrativas y técnicas, se reveló que las 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas). 

Dichas compañías solicitaron una potencia mínima de 1182,5 MW, mientras que la máxima asciende a 1346,9 MW, repartidos en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, que deberán poder ser operados al menos 180 ciclos por año y las centrales deberán tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.

La mayor parte de las ofertas se posicionaron para las redes de Edenor, siendo que dicha distribuida recibió el interés de 17 centrales BESS que suman 900 MW de potencia; mientras que para el ámbito de Edesur se presentaron 10 sistemas de baterías por 447 MW. 

Desde el gobierno destacaron la cantidad de proyectos y potencia ofertada, a pesar que el proceso sufrió diversos vaivenes y contó con muchas dudas y consultas durante distintas etapas, hecho que hizo que la licitación se prorrogara hasta el martes 15 de julio.

A pesar de ello – y de que varios nodos quedaron sin propuestas – vieron con positivismo el interés por parte del sector privado para participar en la primera convocatoria pública nacional e internacional para sistemas de almacenamiento en baterías. 

¿Cómo sigue el proceso?

Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes.

Y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.

A continuación, Energía Estratégica trae el detalle de las ofertas administrativas y técnicas de la licitación AlmaGBA

PROYECTOS PRESENTADOS ALMAGBA

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La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) avanza con una de las licitaciones más importantes de su historia: la contratación de 1.500 MW de potencia firme y energía asociada. El proceso es observado de cerca por todo el ecosistema energético de Honduras, pero su continuidad está sujeta al resultado de las elecciones generales programadas para el último domingo de noviembre de 2025.

Desde la óptica técnica, el proceso ha sido recibido positivamente por el sector privado, de manera que consideran que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica realiza un «muy buen trabajo» y que los generadores toman positivamente el proceso, en el que se busca sea totalmente transparente.

“Hubo reuniones toda la semana con las diferentes partes: ENEE, CREE, SNE, generadores y demás”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Sin embargo, uno de los elementos más sensibles que podrían modificar el curso de esta histórica licitación es el escenario político, ya que en noviembre habrá elecciones presidenciales. 

«Si gana el mismo Gobierno, creo que la licitación será un éxito. Si cambia, todo dependerá de las ganas de la nueva administración de seguir adelante (o no) con la subasta”, alertaron.

La advertencia no es menor, considerando que el proceso ha sido trabajado con múltiples actores, y apunta a dotar al país de energía firme a través de proyectos renovables despachables, además de una mejora sustancial en términos de planificación y costos.

Lecciones aprendidas y desafíos en precios

La licitación actual también recoge aprendizajes de procesos anteriores tanto en Honduras como en otros países. Aunque no detalla los aspectos específicos, sugiere que la experiencia técnica acumulada está siendo considerada en cada fase del diseño del concurso.

Respecto a los precios que podrían surgir de esta convocatoria, el ejecutivo se mostró prudente y reconoció que «todo dependerá 100% de la oferta y competencia que exista».

Cabe recordar que el proceso tiene un componente técnico relevante: la estructuración regional de la oferta. Según lo establecido por la ENEE y difundido por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), la capacidad máxima de inyección se ha distribuido en nueve zonas geográficas, con límites que van desde los 15 MW en la zona 4 hasta los 300 MW en la zona 3, que incluye los departamentos de Atlántida, Colón, Yoro y parte de Olancho.

Este esquema responde a los estudios realizados por la empresa Manitoba Hydro International (MHI), que identificó cuellos de botella en la red y propuso límites según la infraestructura de transmisión disponible.

Un proceso que marca un quiebre

La ENEE apuesta a transformar el abastecimiento energético del país mediante un mecanismo competitivo que incorpore generación renovable firme y reduzca los costos de suministro. La apertura del concurso público internacional está contemplada para este segundo semestre, y ya genera expectativa entre inversores y generadores locales e internacionales.

La licitación, que será estructurada en bloques de potencia y energía, contempla la celebración de contratos de hasta 15 años, lo que permitirá amortizar inversiones a largo plazo y garantizar estabilidad financiera a los adjudicatarios.

Pese al sólido diseño técnico y al consenso multisectorial, la advertencia de los consultores como Quantum América es clara: la decisión política del próximo Gobierno será determinante para la continuidad del proceso.

“Lo vemos muy bien al proceso. Solo falta que no se frene por decisiones ajenas al sector técnico”, concluyeron fuentes cercanas al sector renovable de Honduras.

La entrada La licitación hondureña de 1500 MW recibe apoyo del sector, pero su futuro dependerá de las urnas se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del Future Energy Summit Iberia 2025, uno de los encuentros clave del año para el sector energético en España y América Latina, IPROCEL expuso su estrategia para seguir posicionándose como un referente internacional en energías renovables y transición energética.

Laura Nuez Santana, Head of Production and Business Development de la compañía, dialogó en una entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica y reveló los principales ejes de crecimiento de la empresa.

“Estamos impulsando nuevas líneas de negocio que creemos que van a ser claves en este desarrollo del sector energético”, manifiesta Nuez Santana.

La empresa de ingeniería, con sede en Las Palmas de Gran Canaria, acumula 30 años de trayectoria y se ha transformado en un actor global con presencia en mercados estratégicos como México, Estados Unidos, República Dominicana, Guatemala, Sudáfrica y Rumanía.

“Nuestra experiencia abarca más de 50 gigavatios de capacidad instalada en más de 40 países, colaborando tanto con compañías privadas como públicas”, destaca la ejecutiva de IPROCEL.

La firma presta servicios integrales de ingeniería en los sectores energético, industrial, de infraestructuras eléctricas y en oil & gas. Cuenta con más de 250 profesionales y mantiene vínculos permanentes con los principales actores del mercado energético nacional e internacional.

Servicios clave y proyectos de alto impacto

IPROCEL organiza sus operaciones en tres grandes ramas de servicios: ingeniería y supervisión, proyectos EPC (llave en mano) y puesta en marcha de instalaciones.

En el área de ingeniería, acompaña a los clientes desde el diseño básico hasta la ingeniería de detalle, incluyendo protección, control y medida, así como ingeniería de la propiedad y dirección de obra. “Lideramos proyectos de gran envergadura de plantas fotovoltaicas, desde España hasta Chile, de hasta 375 megavatios”, explica Nuez Santana.

En cuanto a los proyectos EPC, la empresa ejecuta de forma completa subestaciones eléctricas y líneas de alta tensión. Actualmente tiene en marcha siete proyectos activos con niveles de tensión de hasta 220 kilovoltios, desplegados entre España y varios países de América Latina.

Un área que sigue siendo fundamental para la compañía es la de puesta en marcha de instalaciones. Aquí IPROCEL mantiene su raíz histórica, realizando trabajos en centrales térmicas convencionales, plantas renovables, subestaciones y líneas de transmisión.

“Hemos finalizado y seguimos realizando la supervisión de la puesta en marcha de tres parques eólicos offshore de hasta 900 megavatios en países como Francia, Alemania y Estados Unidos”, señala la responsable de producción.

Nuevos mercados y diversificación hacia el almacenamiento y la digitalización

De cara al futuro, IPROCEL tiene claro su camino: seguir liderando la transición energética, apostando por la innovación y la internacionalización.

“Estamos explorando parques marinos flotantes, tanto eólicos como fotovoltaicos, y el almacenamiento energético, desde baterías hasta hidrobombeo reversible, así como la digitalización de infraestructuras”, adelanta Nuez Santana.

La compañía también planea expandirse hacia nuevos mercados emergentes donde se prevén grandes desarrollos energéticos en los próximos años. “Estamos estudiando nuestra introducción en Ecuador, en Panamá y en Brasil, donde sabemos que hay un gran desarrollo energético planeado para los próximos 10 años”, detalla la ejecutiva.

Además de estos nuevos destinos, IPROCEL continuará fortaleciendo su presencia en países donde ya opera, como Guatemala, República Dominicana y Estados Unidos, acompañando a sus clientes a lo largo de todo el ciclo de vida de los proyectos energéticos.

Un marco estratégico: FES Iberia 2025

La participación de IPROCEL se dio en el contexto del Future Energy Summit Iberia 2025 (FES Iberia 2025), un evento clave para el intercambio de experiencias y sinergias entre empresas del sector energético de España y América Latina. El encuentro puso el foco en el papel de la eficiencia energética, la digitalización y el almacenamiento como motores de la transición energética en la región.

“Vemos un crecimiento significativo en los países emergentes con grandes proyectos planeados y creemos que es el momento de apostar fuerte por ellos”, concluye Nuez Santana.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft

👉 Ver en YouTube:: https://www.youtube.com/watch?v=N_qWzx-5SJc

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) advirtió sobre la falta de un plan definido por parte del gobierno para incorporar nueva capacidad renovable al sistema eléctrico nacional. 

Si bien desde la asociación remarcaron la predisposición del gobierno de Yamandú Orsi, debido a que ya mantuvieron varias reuniones con la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, desde la entidad aseguraron que Uruguay lleva varios años sin sumar proyectos relevantes de energías limpias, lo cual genera preocupación en un contexto de aumento sostenido de la demanda, y se pusieron a disposición para diseñar un plan que favorezca las inversiones en el país. 

“Venimos con ciertas demandas anteriores a este gobierno y que tienen que ver con los últimos cinco años, y desde casi siete u ocho años sin gran incorporación de renovables en la red uruguaya”, remarcó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.

A pesar de que Uruguay cuenta con un sistema bien equipado y se ha consolidado como exportador neto de energía, el sector privado reclama definiciones concretas para continuar avanzando en la transición energética. 

El nuevo gobierno, que asumió a principios del presente año, ha mostrado disposición al diálogo, con reuniones mantenidas entre AUDER y las principales autoridades del sector. No obstante, desde la asociación insisten en que el diálogo no se ha traducido en decisiones concretas y manifestaron la importancia de acelerar procesos ya que los proyectos ERNC suelen llevar algunos años en ponerse en marcha. 

“Si se toma la decisión de licitar un parque solar o contratos PPA de compra-venta de energía, la experiencia muestra que el parque estará inyectando energía a la red dentro de dos o tres años”, enfatizó Oroño.

“No vemos una postura con el nivel de actividad que tendríamos como expectativa, ya sea con respecto a la planificación de la curva de incorporación de capacidad renovable o una planificación energética al menos para el presente quinquenio”, sostuvo.

La preocupación se intensifica ante el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica en el país. Históricamente, la demanda crecía entre un 2 y un 3% anual, salvo en los años de crisis, pero actualmente el aumento es superior a esos valores. Como consecuencia, pasa a ser relevante cómo atender esa demanda con un ofrecimiento de aumento del parque generador.

Cabe recordar que, al comenzar el año, sólo se concretó la licitación del parque fotovoltaico de Cerro Largo en Melo, con precios adjudicados “muy competitivos”, lo que evidenció la capacidad del ámbito privado de ofrecer soluciones a buen costo y el hecho de seguir realizando convocatorias ante las oportunidades para el sector. 

Uno de los aspectos que genera más dudas para continuar ese tipo de procesos es el modelo de adjudicación que adoptará el gobierno en futuros llamados. Para el proyecto de Cerro Largo se utilizó un esquema EPC, donde UTE asume la inversión, a diferencia de los contratos PPA donde el privado financia el parque y vende la energía a largo plazo. 

“No conocemos qué modelo continuará. Es decir que no tenemos visibilidad, a pesar que UTE transmita que están abiertos a evaluar distintas alternativas”, puntualizó el presidente de AUDER con respecto a un llamamiento a las autoridades para definir los puntos claves para la continuidad de las renovables en Uruguay.

Congreso LATAM Renovables: un espacio clave para el debate

El  XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER, será uno de los espacios más importantes para abordar estas discusiones, ya que, tradicionalmente, el evento funciona como plataforma para anuncios y balances de las autoridades nacionales.

El encuentro al que asistirá Energía Estratégica se realizará los días 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y allí participarán autoridades de renombre como la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona, el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño, y las presidentas de UTE y ANCAP. 

Las jornadas incluirán debates sobre proyectos de hidrógeno, generación distribuida, energías renovables y movilidad eléctrica, con un showroom de vehículos eléctricos. Sumado a que, por primera vez, el evento dedicará un panel exclusivo al almacenamiento con baterías, una tecnología estratégica para un país como Uruguay, que ya cuenta con un alto porcentaje de generación renovable.

Además, se llevará a cabo la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se abordará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100” y se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, que busca promover la incorporación de más mujeres en el sector y en carreras científicas y tecnológicas.

El ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, también formará parte de la nómina del evento, ofreciendo una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sector energético regional. Por lo que todo esto convierte al Congreso LATAM Renovables en un espacio clave para debatir y definir el rumbo energético de Uruguay y la región.

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En pleno auge de las energías renovables, Colombia enfrenta obstáculos estructurales y vacíos normativos que limitan la incorporación de tecnologías clave al sistema eléctrico. 

Según Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio de OGE Energy, uno de los principales factores que frena la expansión del sector es el rezago en la regulación del almacenamiento y la autogeneración, dos pilares para garantizar estabilidad, eficiencia y competitividad.

Desde su experiencia como asesor legal de empresas del sector, Suárez considera que el país debe observar con mayor atención las estrategias regulatorias de mercados más maduros, en especial el caso de España, que recientemente dio un paso relevante con la aprobación del Real Decreto-ley 7 de 2025. 

La norma incluye la creación de la figura del gestor de autogeneración y reconoce nuevas tipologías de participación, además de fortalecer la presencia de combustibles renovables en la matriz energética.

“Conviene alinearnos a España”, plantea el abogado en diálogo con Energía Estratégica, quien destaca que ese país ya atravesó desafíos regulatorios similares y ofrece soluciones que podrían replicarse. 

Para Colombia, explica, adoptar estos cambios sería estratégico, ya que “España ha experimentado y solucionado retos que nos resultan útiles”.

Cuellos de botella persistentes, pero con señales de avance

Entre los obstáculos locales más significativos, Suárez identifica el acceso a la capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) como el principal cuello de botella para los desarrolladores. Esta limitación, ampliamente reconocida por los actores del sector, ha comenzado a ser atendida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

El pasado 10 de julio, la entidad publicó la Resolución 701 095 de 2025, que establece un proceso transitorio para facilitar el acceso a la red eléctrica de proyectos que cuenten con compromisos firmes o trámites ambientales avanzados, sin necesidad de esperar los ciclos completos de análisis técnico. 

“Ya vamos creando soluciones”, afirma Suárez, en referencia a este instrumento que busca descomprimir la congestión normativa y operativa.

No obstante, advierte que el cumplimiento estricto de los plazos y condiciones definidos por la resolución será clave para que las empresas eviten riesgos regulatorios. 

El proceso transitorio exige cronogramas precisos y respuestas ágiles, por lo que el incumplimiento podría traducirse en demoras adicionales o incluso pérdida de prioridad en el acceso.

A este cuello de botella se suma otro problema central: la lentitud en la respuesta institucional ante las solicitudes de conexión. 

Aunque genera inquietud entre los operadores, el abogado aclara que no debería interpretarse como un retroceso, sino como una consecuencia lógica del proceso de adaptación normativa que atraviesa el país. A su juicio, este momento representa una oportunidad: “Todo está por hacer, y eso es muy bueno para los inversionistas”.

Almacenamiento y servicios complementarios: la deuda regulatoria

Más allá de los avances recientes, Suárez alerta sobre un vacío normativo estructural que afecta directamente la competitividad de Colombia frente a otros mercados: la falta de esquemas específicos para el almacenamiento.

A diferencia de lo que ocurre en Europa o Estados Unidos, donde el almacenamiento ya actúa como agente del mercado y participa en servicios complementarios como la nivelación de frecuencia, en Colombia no existe aún un marco legal que habilite estas funcionalidades. Esto impide no solo la consolidación de proyectos de baterías a gran escala, sino también el desarrollo de modelos híbridos o de respaldo que garanticen flexibilidad en momentos críticos.

El rezago, remarca el especialista, también dificulta la llegada de nuevas tecnologías renovables que requieren integración dinámica y soporte operativo. “Estamos rezagados en la integración de almacenamiento como agente del mercado”, sostiene Suárez, quien advierte que sin una definición clara del rol técnico y comercial del almacenamiento, no será posible escalar soluciones descentralizadas ni servicios avanzados de red.

En este escenario de transformación normativa, donde las reglas aún se están consolidando, el conocimiento y la anticipación se vuelven herramientas estratégicas para las empresas del sector. Por eso, Suárez recomienda asistir a sesiones de inducción sobre el funcionamiento del mercado eléctrico colombiano, donde se aborden las regulaciones aplicables a la generación, autogeneración y comercialización.

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Con 106 votos a favor, la Sala de la Cámara de Diputados y Diputadas aprobó el proyecto de ley que moderniza la Ley General de Servicios Eléctricos y regula los sistemas medianos, impulsado por el Ejecutivo.

En la sesión, en la que estuvo presente el ministro de Energía, Diego Pardow, se enfatizó en la importancia de esta propuesta que busca, por un lado, perfeccionar los sistemas medianos, permitirles sumarse al proceso de transición energética y una mayor promoción de las energías renovables no convencionales; y, por otro lado, mejorar el acceso a servicios eléctricos con tarifas equitativas, especialmente para aquellas personas que viven en las zonas más aisladas del país.

Por su parte, el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, destacó que “este proyecto contempla una serie de cambios regulatorios para resolver los problemas que enfrentan los clientes eléctricos en las regiones de Los Lagos, Aysén y Magallanes».

«También aborda la vulnerabilidad de los 109 sistemas aislados que existen en Chile. Este proyecto de ley se hace cargo de la precariedad, los altos costos y la escasa regulación que complejizan la situación energética de las más de 10 mil familias que obtienen energía a través de esos sistemas”, agregó.

La autoridad agregó que “hoy estamos cumpliendo con un compromiso entre el Ejecutivo y el Congreso de incorporar el anhelo de contar con una modernización de la regulación de los sistemas medianos y aislados. De esta manera, buscamos que las familias e industrias tengan un mejor acceso a la energía y con mayor equidad tarifaria, permitiendo transformar a la electricidad en un motor para el desarrollo de estos territorios que mejore la calidad de vida de sus habitantes”.

CONTENIDOS DEL PROYECTO 

El proyecto de ley que modifica la actual regulación de los Sistemas Medianos tiene por objetivo modernizar y ajustar la regulación introducida en el año 2004 por la ley N° 19.940 (Ley Corta I), realizando los cambios necesarios, para que, sin dejar de reconocer las características propias y especificidades de estos sistemas, su nueva regulación les permita sumarse eficazmente a la transición energética y a la mayor promoción de las energías renovables no convencionales en el contexto actual.

De esta manera, la iniciativa se fundamenta en cuatro (4) ejes. En primer lugar, está el eje de definición y categorización de los sistemas medianos y aislados, que deja de lado el criterio único de capacidad instalada de generación, que no refleja adecuadamente la diversidad y especificidades de las áreas donde operan estos sistemas.

En segundo lugar, el eje de actualización del procedimiento de planificación, que busca propender al desarrollo de las inversiones, considerando -además de las variables de eficiencia y seguridad actuales- la incorporación de energías renovables y almacenamiento. Luego, se encuentra el eje de ajustes en la tarificación de los sistemas medianos, que persigue extender los mecanismos de equidad existentes, permitiendo el desarrollo económico de las regiones involucradas.

Por último, el eje de participación ciudadana. El proyecto de ley incentiva la incorporación de proyectos renovables en los Sistemas Medianos, mediante la especificación del principio de acceso abierto, para que las empresas transmisoras y distribuidoras permitan este acceso a nuevos proyectos que se conecten por líneas propias o de terceros. Igualmente, se fomentan aquellas obras de planes de expansión que incorporan generación renovable en las siguientes fijaciones tarifarias.

Por otro lado, la iniciativa de ley genera las condiciones para que los 109 sistemas aislados existentes en el país puedan transitar a convertirse en un sistema mediano, permitiéndoles reducir sus cuentas de la luz y acceder a las tarifas reguladas que actualmente existen entre Arica y Chiloé. Lo anterior, significará que las más de 10 mil familias que reciben suministro eléctrico a través de estos sistemas aislados puedan experimentar una mejor calidad de servicio, y una mejor calidad de vida.

Con la aprobación en la Sala de la Cámara Baja, se espera que el proyecto de ley continúe su segundo trámite constitucional en el Senado.

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Hoy se realizará la apertura de sobres A y se conocerán las propuestas presentadas de la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La presentación de las ofertas se realizará este martes 15 de julio abril en el Salón Plaza Mayor del Hotel NH City (Bolívar 160, Ciudad Autónoma de Buenos Aires) entre las 10 y 13 horas. Acto seguido, se llevará a cabo la apertura y lectura de la información de los sobres A, según informó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).

Este llamado es la primera licitación lanzada para sistemas de almacenamiento BESS stand – alone de Argentina, y la primera convocatoria pública tras lo hecho en RenMDI (adjudicó poco más de 630 MW renovables en casi 100 proyectos), por lo que tanto desde el sector público como del privado hay cierta expectativa por la cantidad de proyectos que pudieran presentarse. 

“Habrá diferente tipo de ofertas, aunque muchas menos que en RenMDI. No imagino más de diez empresas participantes, aunque sí diversas ofertas de las mismas compañías en distintos nodos”, estimaron desde el sector privado en diálogo con Energía Estratégica. 

¿Por qué? Fuentes cercanas a este portal de noticias consideran que las garantías son “más caras y el riesgo más alto”, punto central para asegurar el éxito de la licitación si se compara con respecto a lo implementado en Programa RenovAr.

En aquel entonces hubo un esquema de Triple Garantía, con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial, donde se garantiza la falta de pago independientemente del motivo; mientras que para la convocatoria AlmaGBA solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa. 

“A pesar de ello, mejoraron las condiciones ante la modificaciones realizadas al pliego y el rol de CAMMESA en caso de falta de pago por falta de transferencia a la demanda de Edenor y Edesur. Se corrigió parcialmente la cuestión que amenazaba dejar desierta la licitación”, aclararon desde el sector.

“De todos modos, parece que la cancha está inclinada para tres empresas que participaron en la confección del pliego y pusieron parte de las condiciones de la licitación”, agregaron. 

Si bien existe cierto escepticismo sobre algunos puntos de la convocatoria, es preciso recordar que las distribuidoras revelaron que recibieron más de 100 anteproyectos por parte de más de 20 oferentes, bajo un espectro de potencias que van desde 10 MW hasta 150 MW, tanto en alta tensión (220 kV ó 132 kV) como en media tensión (33 kV ó 13,2 kV). 

¿Cómo sigue el proceso?

Los proyectos que hoy se presenten deberán tener entre 10 MW y 150 MW de capacidad (de acuerdo a los nodos de conexión), con fecha objetivo de inicio contractual desde el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de CID. 

Cada sistema BESS deberá poder ser operado al menos 180 ciclos por año y la carga horas continuas de carga por la potencia contratada se establece en 6 horas como máximo. Aunque, por razones operativas, la central deberá tener la capacidad de extender la carga continua de las baterías por hasta 8 horas.

Una vez analizadas las ofertas administrativas y técnicas, CAMMESA publicará la calificación de las mismas el día 12 de agosto y una semana más tarde, el 19/8, se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas (sobres B). Mientras que la adjudicación llegará el viernes 29 de dicho mes. 

El acto de apertura de ofertas y lectura de la información de los sobres A será transmitido en vivo y se podrá seguirlo en el siguiente link:

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Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW que no logran avanzar. A pesar del potencial del recurso y del interés inversor, el crecimiento está limitado por diversos cuellos de botella normativos, financieros y sociales.

«Si se implementan las reformas necesarias, el país puede duplicar su capacidad solar cada año», afirma Miguel Hernández, Presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo advirtió que los problemas son multilaterales: falta de seguridad jurídica, normas desactualizadas, procesos lentos de conexión y financiamiento inaccesible para el sector privado. 

«Tenemos un gobierno con buenas intenciones hacia la transición energética, pero que se queda en el discurso. La transición debe dejar de ser de papel», aseveró.

A nivel financiero, la ausencia de mecanismos claros dificulta que empresas privadas accedan a capital para invertir en renovables, por lo que desde el gremio buscan ser un puente entre fondos como Bancóldex y empresas serias, para filtrar recursos hacia proyectos viables; de manera que ACOSOL trabaja con entidades como el Fondo Nacional de Garantías y promueve vías de microfinanciación.

Los cuellos de botella en puntos de conexión también frenan el despliegue. «Hoy los trámites pueden tardar hasta dos años. Esto agota a los inversionistas y los aleja del país», denunció el dirigente. Además, reclamó que las entidades de control como la Superintendencia no están ejerciendo la vigilancia necesaria sobre los operadores de red.

La situación social también es delicada, ya que en los proyectos solares de gran escala, las consultas previas con comunidades se convierten en procesos interminables. Tras acordar con una comunidad, pueden surgir nuevas comunidades reclamando participación, lo que reinicia todo el proceso y paraliza el proyecto.

«Frecuentemente aparecen nuevas comunidades solicitando participación tras haber cerrado acuerdos previos, lo que obliga a reiniciar los procesos de consulta y genera demoras prolongadas e incertidumbre jurídica para los parques solares», indicó el ejecutivo.

Otro foco es el licenciamiento ambiental. Aunque el gobierno propuso eliminar este requisito para renovables, ACOSOL considera que esto sería un error y que «no se trata de eliminar licencias, sino de agilizar procesos sin sacrificar evaluaciones ambientales rigurosas».

Según Hernández, si se implementan estas reformas, Colombia podría alcanzar 1,2 GW solares instalados en 2025. En caso contrario, el país continuará rezagado frente a otros mercados latinoamericanos.

«Colombia cayó dos puestos en el índice de transición energética. Esto es un reflejo directo de lo que estamos viviendo», manifestó.

Para ACOSOL, las prioridades son claras: actualizar los límites de potencia, mejorar el acceso al financiamiento, agilizar puntos de conexión y fortalecer el rol de las entidades de control.

Generación distribuida

Por otra parte, Hernández reclama que las resoluciones CREG 174 y CREG 075, que rigen desde 2021 y no han sido modificadas desde su publicación, establecen límites técnicos y de capacidad que no responden al avance del sector.

Estas normas regulan la autogeneración y la generación distribuida, pero parten de premisas diseñadas hace más de cinco años, cuando el contexto energético y tecnológico era sustancialmente diferente.

Por ejemplo, la autogeneración a pequeña escala está limitada a 100 kW, un tope que otros países como Chile, México y Brasil ya han elevado hasta los 500 kW. «Seguimos atados a un límite que era razonable en 2018, pero que hoy nos deja atrás», advierte.

Las nuevas normativas sobre comunidades energéticas y la futura de autogeneración remota son vistas con interés, pero ACOSOL teme que repitan errores del pasado.

La resolución que reglamenta las comunidades energéticas se publicó en junio de 2025, junto con el formulario oficial de condiciones de conexión. Esta normativa —la Resolución CREG 101‑072 de abril de 2025— establece las reglas técnicas y comerciales para integrar comunidades al sistema eléctrico nacional. Además, fue complementada por la Resolución 40243 del Ministerio de Minas y Energía, que define el modelo formal de registro y condiciones de conexión.

Hernández advierte, sin embargo, que su diseño es «excesivamente restrictivo» y aunque celebra su creación, advierte que «tal como está planteada, su implementación traerá grandes dificultades».

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Norau México, empresa especializada en la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de tecnología fotovoltaica y BESS en baja y media tensión, comienza a dejar huella en el mapa energético del país impulsado por las soluciones financieras de KAM, entidad que lidera con su oferta de productos sin necesidad de inversión inicial (PPA, Power To Own y BESS) para el autoconsumo.

“En México llevamos en este año de operación 7 MW en fotovoltaica y empezamos nuestros primeros proyectos de BESS”, explicó Pep Nogués, CEO de Norau México, en entrevista con Energía Estratégica.

El hito más reciente de esta filial de la compañía europea Norau que lleva más de dos décadas operando en España, está vinculado a la adjudicación de un nuevo contrato con Cemex para la instalación de sistemas solares fotovoltaicos, financiado vía un PPA estructurado por KAM.

Este proyecto marca un paso decisivo en la estrategia de descarbonización de Cemex y refuerza el posicionamiento de Norau y KAM como actores clave en el mercado de energía renovable industrial del país. 

El vínculo comercial con Cemex no es nuevo. La relación comenzó con un proyecto emblemático en una reserva ecológica binacional, la Reserva Natural El Carmen, donde Norau instaló un sistema híbrido compuesto por 39.6 kW de generación fotovoltaica, 12 kW eólicos y 100 kW en baterías.

“En la Reserva Natural El Carmen utilizamos las principales marcas del mercado especializadas en este tipo de soluciones para proyectos aislados, acompañados de nuestro diseño y desarrollo de ingeniería”, detalló Nogués sobre los componentes ya instalados.

Luego de una licitación donde compitieron varias compañías, Norau se hizo de este nuevo contrato firmado con Cemex que contempla la construcción de sistemas solares por un total de 3.7 MW. 

Según indicó el CEO de Norau México, aquel total estará distribuido en 24 sitios de Cemex, tales como Centros de Distribución (CEDIS) y plantas concreteras a lo largo del mercado mexicano.

El diseño multisitio trae consigo un reto logístico para Norau, que implicará desplegar capacidades técnicas y humanas en múltiples ubicaciones a lo largo del territorio nacional. “El proyecto tiene cierta dificultad de gestión y logística. Eso requiere también afinar la logística operacional, movimientos de mano de obra, etcétera.”, comentó.

Este proyecto comenzó su fase de construcción en junio del presente año y fue ejecutado bajo la modalidad de acuerdo de compraventa de energía (PPA) facilitado por KAM, aliados para ofrecer soluciones financieras integrales para proyectos de autoconsumo solar en México y Europa. 

Posicionamiento estratégico y expansión

Actualmente, Norau México opera desde su sede en el estado de Querétaro, en el parque industrial Europark, y planea expandir su presencia física a otras regiones clave del país. “Nuestra oficina técnica y headquarters están en Querétaro. Tenemos intención de quedarnos ahí y próximamente abrir una oficina en el norte y otra más en la península, en la zona de Yucatán”, explicó el directivo.

De cara a 2025, Norau proyecta ampliar su portafolio de proyectos de almacenamiento de energía. “El principal enfoque de Norau para 2025 es consolidarnos en el mercado mexicano como un referente en el sector y desarrollar más proyectos de BESS”, adelantó Nogués.

Un socio estratégico para alcanzar sus objetivos es KAM, que lleva más de 250 MWp financiados en México y Europa, y apoya a los EPCistas (ingeniería, adquisiciones y construcción) en la financiación de sus proyectos a través de productos personalizados para energía solar, procesos 100% digitales, y contratos claros y ágiles.

Un modelo financiero que acelera la transición energética

“Nuestra misión es acelerar la transición energética de las grandes industrias en México con soluciones financieras flexibles y sin fricción, diseñadas para la energía solar. Este acuerdo con Cemex es de gran importancia ya que demuestra que es posible escalar la energía limpia con eficiencia, ahorro energético y sin necesidad de inversión inicial”, afirmó Lucas Casado, director de Desarrollo en KAM.

KAM ofrece financiación ágil y flexible para la creciente demanda de proyectos de energía solar, adaptada al marco regulatorio mexicano, y ya ha financiado más de 250 MWp en México y Europa.

En cuanto a los servicios que ofrece Norau, Nogués puntualizó que la empresa, además de asumir la ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) completa de los proyectos, también se ocupa de la gestión de permisos e interconexiones, con un equipo dedicado.  

Para Norau, el nuevo contrato con la multinacional cementera representa mucho más que una oportunidad comercial. Es una apuesta clave para consolidarse como referente en el mercado de autoconsumo industrial en México. 

El vínculo comercial con Cemex podría replicarse en otros sectores industriales, dado el perfil técnico de la empresa y el valor añadido de aliados estratégicos como KAM, que amplían el know how que traen desde Europa y la experiencia ganada a nivel global. 

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Wattkraft, socio de valor añadido de Huawei desde hace más de una década, introdujo en Europa los primeros contenedores de 5 MWh del fabricante chino, destinados a un proyecto de autoconsumo industrial de 28 MWh. Estas baterías forman parte de su estrategia para acompañar el crecimiento del almacenamiento como respuesta a los desafíos actuales del sistema eléctrico en España.

La compañía opera en el país como distribuidor mayorista de inversores, baterías y equipos de carga para vehículo eléctrico, incluidos sistemas de fast charging, pero su propuesta incorpora una capa técnica diferencial: ha sido reconocida por Huawei como Certified Service Partner (CSP) cinco estrellas, lo que habilita a su equipo de ingeniería a brindar soporte integral en todas las fases del proyecto, desde el diseño y la pre-venta hasta el comisionado y la postventa.

En almacenamiento, Wattkraft ofrece soluciones para segmentos industriales y utility scale. Entre ellas destacan los sistemas cabinet de 215 kWh, con arquitectura modular, instalación plug & play y refrigeración híbrida, diseñados para aplicaciones escalables.

“Se prioriza la eficiencia energética y la mitigación de riesgos térmicos y eléctricos, alineados con los estándares globales más exigentes”, destacó Jesús Heras, Technical Director South-West Europe y Co-Country Manager de la compañía.

Almacenamiento como respuesta ante la saturación del sistema

Durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia, el ejecutivo observó que el segmento utility scale fotovoltaico en España podría enfrentar una ralentización en los próximos años debido a la saturación de red y a la creciente presencia de precios cero en las horas solares.

“Llevamos una inercia que no se puede parar, pero como no hagamos algún cambio regulatorio o venga el almacenamiento, vamos a parar por el tema de saturación”, adviertió.

Dale play al video para ver la entrevista completa con Jesús Heras deWattkraft

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=D1ND4oiB99o

En paralelo, el autoconsumo residencial e industrial, que creció con fuerza tras la crisis energética de 2022, muestra una menor rentabilidad percibida por parte de los consumidores, generando una desaceleración.

Según el informe anual de APPA Renovables, en 2023 se instalaron 2.507 MW de nueva capacidad de autoconsumo, en 2024, 1.431 MW, lo que eleva el total nacional a 8.137 MW, lo que confirma la tendencia de crecimiento sostenido aunque a un ritmo más moderado respecto a años anteriores.

Sin embargo, Heras sostiene que el almacenamiento puede revertir esta situación, al permitir una gestión eficiente de los picos de demanda y una protección frente a la volatilidad de precios. “No es un ahorro inmediato, pero sí en un plazo medio se recuperaría la inversión. Es como contratar un seguro”, ejemplifica.

En este escenario, Wattkraft proyecta una expansión del almacenamiento combinado con generación renovable en instalaciones híbridas.

“Nos vemos muy preparados ahora para abordar la parte de hibridación de parques fotovoltaicos, incluso eólicos, con baterías, y por supuesto, las plantas stand-alone también”, concluye Heras.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó la ordenanza que abre una consulta pública clave para el desarrollo de la energía eólica offshore en el país. El objetivo es recibir contribuciones de la sociedad y de los actores del sector sobre la metodología propuesta para la selección de áreas destinadas a la generación offshore.

Según detalla el MME, la consulta pública busca recabar información para perfeccionar el marco metodológico propuesto antes de su adopción definitiva, a fin de garantizar un proceso sólido, participativo y alineado con las diversas políticas públicas vigentes.

Es decir que no se trata de seleccionar las áreas directamente, sino de validar la ruta metodológica diseñada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). 

«Es un paso importante, pero no es definitivo», manifestó Marcello Cabral, director de Nuevos Negocios de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) al ser consultado por Energía Estratégica sobre la nueva consulta pública.

La metodología propuesta consta de tres etapas. En la primera, se identificarán las regiones viables, es decir, aquellas zonas del litoral brasileño que no presentan impedimentos legales o tecnológicos. 

«Se trata de todas aquellas regiones que no tienen ningún conocimiento legal o tecnológico que las limite», explicó Cabral.

En la segunda etapa, se pasará de las regiones viables a las denominadas áreas de interés, un filtro adicional que considera aspectos ambientales, tecnológicos y sociales. 

Y es preciso mencionar que el área de interés no tiene impedimentos legales ni tecnológicos, ni restricciones sobre sensibilidades extremas. Para esto, se realizarán estudios sobre la sensibilidad ambiental y socioeconómica de las zonas preseleccionadas.

La tercera etapa será la definición de los sectores listos para oferta, con base en la clasificación de áreas resultante de la etapa anterior. que además de cumplir con los filtros anteriores, deberán pasar un análisis de viabilidad. 

«En esta etapa, además de no tener impedimentos legales, tecnológicos ni sensibilidades extremas, también se hará la valoración sobre los criterios de viabilidad económica y energética. Todo este proceso es importante para que los proyectos que estudiarán en las regiones tengan este cuidado», precisó Cabral.

Con este proceso, el Gobierno de Brasil busca avanzar en la asignación de áreas marítimas que permitan el desarrollo de proyectos eólicos offshore de forma ordenada, garantizando la seguridad jurídica y técnica para los inversionistas y preservando los intereses ambientales y sociales.

La percepción del sector privado sobre el proceso

Desde ABEEólica, reconocieron la importancia de esta consulta pública, pero advirtieron sobre los desafíos que podrían surgir tras su implementación, especialmente si el mercado valorará el trabajo que hizo la EPE. 

El directivo señaló que, una vez definidas las áreas de interés, el proceso continuará con las ofertas—ya sean permanentes o planificadas—y serán los propios interesados quienes deberán realizar todos los estudios específicos. 

«La EPE creó una ruta metodológica, pero todos los estudios se harán por primera vez, y quizás esto no le genera mucho valor a los interesados, principalmente a aquellos participarán en la cesión de áreas offshore», planteó 

¿Por qué? “El que elige el área es el propio inversionista, entonces sabe que deberá realizar todos los estudios y posiblemente este proceso no tenga tanto valor para ellos”, argumentó. 

Por lo que el sector privado espera que este proceso permita acelerar la toma de decisiones y reducir los riesgos, pero también reclama claridad sobre los pasos que seguirán después de la consulta pública. La preocupación principal es que, aun con la metodología definida, los estudios específicos necesarios para cada proyecto deberán realizarse nuevamente desde cero por parte de cada empresa interesada.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, y el Ministerio de Relaciones Internacionales de Chile han oficializado la celebración de la X Semana de la Energía, evento que contará con la participación de autoridades energéticas de los 27 países miembros del organismo internacional.

Este foro es considerado el más relevante en materia de política energética a nivel regional y se realizará entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile. En la instancia se abordarán temas cruciales como la descarbonización de las matrices eléctricas, la inteligencia artificial y su impacto en el sector eléctrico, los sistemas de gestión de la demanda, la integración energética regional, así como el papel de los recursos naturales en la seguridad energética y la transición climática.

El ministro de Relaciones Exteriores de Chile, Alberto van Klaveren, señaló que “para Chile es un honor recibir la décima edición de la Semana de la Energía. La energía es parte esencial de nuestra identidad y desarrollo, y queremos compartir nuestra experiencia, los avances, pero también los desafíos energéticos con toda la región. Damos la bienvenida a un país que cree en la integración y en el multilateralismo como la mejor vía para prosperar juntos”.

Por su parte, el ministro de Energía, Diego Pardow, agregó que “el compromiso de Chile con la acción climática y la integración energética regional se refleja en cada política pública que hemos implementado». «Nos enorgullece recibir a la comunidad energética de las Américas en esta semana crucial para el futuro del sector”, agregó.

Entre las actividades destacadas se incluyen la LV Reunión de Ministros de Energía, el III Consejo Empresarial de OLADE y una serie de sesiones técnicas que contarán con más de 180 panelistas con una participación de aproximadamente 3.000 asistentes en un diálogo directo entre gobiernos, el sector privado y organismos multilaterales.

“La Semana de la Energía se ha consolidado como el evento más influyente para el diálogo estratégico en el ámbito energético de América Latina y el Caribe. En esta edición, buscamos resaltar soluciones concretas para una transición que sea tecnológica, justa e inclusiva”, afirmó Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

Detalles del evento

En el marco de la X Semana de la Energía, se desarrollarán una serie de eventos paralelos que enriquecerán el diálogo multisectorial en torno a los principales desafíos y oportunidades del sector energético. Entre ellos destaca el evento “Desafíos socioterritoriales para la Transición Energética”, que reunirá a actores del sector público, privado, sociedad civil y comunidades para construir un mapeo regional de estrategias que impulsen proyectos energéticos inclusivos y sostenibles en los territorios.

Asimismo, se celebrará la ceremonia de premiación de la segunda edición de los Premios de Excelencia Energética, reconociendo iniciativas destacadas de actores públicos, privados, académicos y comunitarios.

Otro evento clave será el II Seminario Internacional de Interconexión Energética en Latinoamérica, que abordará los retos técnicos, políticos y económicos de la integración regional, el I Encuentro de Juventudes de América Latina y el Caribe en Energía, orientado a empoderar nuevas voces en la gobernanza energética, y el evento académico “Conectando Mentes, Energizando el Futuro”, que se realizará en La Serena con la participación de instituciones universitarias, centros de investigación y jóvenes profesionales del sector.

Chile, como país anfitrión de esta décima edición, se distingue por su ambiciosa política energética. Ha logrado un 60% de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, liderando la región en energía solar y avanzando significativamente en el desarrollo del hidrógeno verde. Además, promueve un marco normativo moderno en eficiencia energética, electromovilidad y ordenamiento territorial con bajas emisiones.

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El Decreto 450/2025, publicado días atrás por el Gobierno argentino (ver nota), redefine las reglas del mercado eléctrico mediante adecuaciones a las Leyes 15.336 y 24.065. Esta reforma establece un marco jurídico pro-mercado que busca reducir el peso del Estado, facilitar contratos entre privados y habilitar la libre elección de proveedor por parte de los usuarios. 

La norma también habilita el comercio internacional de electricidad bajo reglas claras, exige transparencia en la facturación energética e impulsa la inversión privada en transporte eléctrico. Todo ello se implementará de forma gradual, en un plazo de transición de 24 meses.

Para Ignacio Rosenfeld, manager de Scalar Capital, este paso es clave desde el punto de vista regulatorio: “Es muy positivo que se avance en regular y actualizar”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica.

Sin embargo, más allá del plano normativo, puso el foco en la viabilidad económica del nuevo esquema, ya que valoró relevante avanzar en promover la competencia y sacar al Estado como el principal actor en la intermediación del sector, aunque advirtió que “aún es un interrogante si efectivamente existen incentivos económicos para que aumente la generación energética”.

A diferencia del impulso observado en el desarrollo de Vaca Muerta el especialista consideró que ese dinamismo no se puede trasladar de forma automática al sistema eléctrico. 

“Para que haya mejoras en el transporte tiene que haber incentivos para que haya una mayor generación y demanda, y la generación dependerá principalmente de lo que sea la demanda. Entonces, si no tenemos una fuerte reactivación económica en los planos industrial y comercial, tampoco habría mucho incentivo”, afirmó. 

Respecto a la situación de las energías renovables en este nuevo escenario, el análisis es cauteloso para la competencia, ya que si bien las renovables tienen un panorama favorable por cuestiones ambientales y de aprovechamiento de los recursos que tenemos, con eólica y solar con factores de carga muy altos, bajo la mirada del especialista en temas energéticos, también chocan contra el factor económico.

“La cancha todavía se sigue inclinando más por energías térmicas, lo cual no quita que aumente la oferta de generación renovable y naturalmente el precio baje. Hecho que eventualmente podría pasar, aunque creo que todavía estamos lejos de esa situación”, subrayó.

Por otro lado, el Decreto 450/2025 señala que se establecen múltiples alternativas para el desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico, procurando la inversión privada, habilitando la libre iniciativa a propio riesgo.

Para ello, se requerirían garantías regulatorias y económicas claras. Desde el lado económico, es clave una demanda sólida, y desde lo normativo, una estabilidad que garantice reglas del juego estables en el tiempo, al menos, hasta que se recupere la inversión, como por ejemplo las futuras reglamentaciones y aclaraciones normativas que se deban realizar. 

Un decreto pro-mercado con impacto cambiario

Rosenfeld también destacó un aspecto macroeconómico clave: la relación entre utilización/aprovechamiento de recursos propios y el tipo de cambio. Como bien destacó el gobierno al comunicar el Decreto 450/2025, durante 20 años se gastaron 105.000 millones de dólares en sostener el sistema energético, gasto el cual repercutió no sólo en subsidios sino también en importación de energía, lo cual impuso mucha presión sobre el tipo de cambio. Consecuentemente, si el gobierno apunta a un mercado más competitivo y con menor participación estatal se podrá entonces pensar en inversiones que permitan aumentar la oferta mediante un mayor aprovechamiento de recursos propios, lo cual reduciría sensiblemente la salida de divisas y por tanto también la presión sobre el tipo de cambio.

Dicho lo anterior, el país podría llegar a combinar un fuerte salto en la exportación de gas y petróleo con una fuerte contracción de sus importaciones, ello ayudado por una mayor oferta de energía a nivel local, todo lo cual guarda relación a su vez con la estabilidad cambiaria que viene impulsando la actual administración nacional.  

Finalmente, Rosenfeld observa que la orientación general del Decreto 450/2025 es coherente con una mirada de largo plazo y no de revisión del pasado: “Es una mirada 100% para adelante y no una revisión. El gobierno busca mayor apertura, mayor competencia, para que el beneficio sea para el consumidor final”. 

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En una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, el Director de Estrategia y Director Tecnológico de Chemik Group, Héctor Erdociain, anticipa que la compañía alcanzará en 2025 un crecimiento del 50% respecto al año anterior. Este avance se apoya en una estrategia centrada en la fidelización tecnológica, la visibilidad de proyectos y una fuerte apuesta por la innovación y la expansión regional.

Según detalla el ejecutivo, el objetivo trazado para este año ya comienza a materializarse: “A día de hoy estamos en presupuesto, por lo cual estamos contentos”, asegura. Se trata de una evolución sostenida, incluso frente a la desaceleración de mercados clave como España y Colombia, que en otros años mostraban mayor dinamismo. La clave, explica, ha sido la planificación proactiva y el desarrollo de soluciones personalizadas para cada cliente.

Este escenario cobra especial relevancia si se considera que el mercado solar español transita un momento de ralentización, afectado por precios cero o negativos y una menor previsibilidad. “El mercado español este 2025 está bastante más frenado”, apunta Erdociain, quien destaca que “en primavera se dan precios cero o negativos en momentos concretos”, lo que complica la planificación para muchos actores del sector. 

No obstante, Chemik proyecta aumentar su volumen de gigavatios instalados en el país respecto a 2024. “Vamos a hacer más gigavatios este año que el año pasado en España y eso es un mérito”, manifiesta.

Una de las grandes apuestas de la firma para consolidar su liderazgo es un nuevo producto, que se encuentra en fase final de pruebas que estará orientado a resolver problemas de seguridad post-instalación en parques solares. 

Si bien el ejecutivo evitó dar detalles técnicos, sí anticipó que su lanzamiento al mercado está previsto para el corto plazo. “Estamos con las pruebas reales en parque ya del producto, creo que en un mes podremos decir que ya lo tenemos”, señala. 

La innovación nace de la necesidad de aumentar la confiabilidad de los proyectos una vez en operación, algo que hasta ahora estaba menos cubierto por las soluciones tradicionales. “Veíamos que había que hacer algo más para dar cierta seguridad a los proyectos una vez instalados”, indica Erdociain. El objetivo es que este nuevo desarrollo marque un diferencial competitivo en 2026, año en el que proyectan una fuerte comercialización del producto.

Este crecimiento no se explica por el aumento de demanda, sino por la profundización de la relación con los clientes actuales, quienes apuestan nuevamente por Chemik gracias a soluciones personalizadas. 

“El dar valor a los clientes con productos diferenciados genera que esos clientes continúen trabajando contigo”, afirma Erdociain, quien remarca que la apuesta en I+D ha permitido lograr visibilidad y previsibilidad de proyectos, dos factores críticos para fabricantes. Esto permite a Chemik planificar con antelación y crear los equipos necesarios para responder en condiciones óptimas a la demanda, minimizando contingencias y garantizando estándares de calidad operativa.

El desempeño regional de Chemik en 2025 es heterogéneo. Erdociain subraya que mientras mercados tradicionales como Colombia muestran señales de desaceleración, otros países han sorprendido positivamente. “Nos ha sorprendido Chile. Perú es un mercado bastante interesante. Estados Unidos es muy potente para nosotros”, puntualiza. En paralelo, México aún no despega, pero desde la compañía mantienen la expectativa de que se reactive pronto. 

Así lo comentó también durante su participación en el panel «Tendencias de la energía solar y el almacenamiento en España: Visión de líderes» en el FES Iberia 2025, donde remarcó que el desempeño internacional es resultado de una planificación anticipada y una escucha activa de los requerimientos técnicos de cada mercado.

Un elemento central en la filosofía de Chemik es la planificación con base en visibilidad real de los proyectos. Esto permite ajustar las capacidades internas, anticipar necesidades logísticas y generar respuestas técnicas más eficientes.

“Es muy importante para los fabricantes como nosotros poder planificar en el tiempo los proyectos que van a tener todo a lo largo del año”, explica Erdociain. Este enfoque es, para las empresas, uno de los motores silenciosos detrás de su performance.

Con esta visión, Chemik Group consolida una posición destacada dentro del sector fotovoltaico. El equilibrio entre expansión, fidelización e innovación técnica aparece como su fórmula de crecimiento sostenible, incluso en escenarios de alta volatilidad como el actual.

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La falta de infraestructura de transmisión es el principal obstáculo para el crecimiento de las energías renovables y el desarrollo industrial en México. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

“Hoy no estamos preparados para absorber de manera eficiente los picos de generación variable”, advierte Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica. Y explica que, aunque los costos de las baterías han bajado y el autoconsumo puede ayudar a aliviar el sistema, sin una expansión de la transmisión, la transición energética no será viable.

Las líneas de transmisión no han crecido al ritmo de la demanda. “Es más, no consideraron en su planeación la incorporación de la energía proveniente de fuentes renovables”, sostiene Abad Contreras. Recuerda que, cuando se diseñó el esquema inicial, la Generación Distribuida estaba limitada a 0,5 MW, y aunque hoy se permite hasta 0,7 MW con la correspondiente interconexión a la red, las líneas siguen siendo insuficientes.

La inversión necesaria es considerable. De acuerdo con Abad Contreras, “el costo por kilómetro de línea de transmisión en México varía entre 350.000 y 600.000 dólares, dependiendo del voltaje, la topografía y los derechos de vía”. Esto implica un gasto de entre 9.000 y 11.000 millones de dólares para la expansión de las líneas, a lo que se suman entre 1.000 y 2.000 millones de dólares adicionales para modernizar las subestaciones existentes.

La matriz energética mexicana depende actualmente en un 60% del gas natural, lo que representa un riesgo estructural frente a la volatilidad de precios y la seguridad de suministro. Esta situación no sólo genera un cuello de botella para las renovables, sino que también eleva los costos en situaciones de crisis energética, según advierte la especialista.

La demanda eléctrica crece a un ritmo sostenido. Según el Centro Nacional de Control de Energía, el consumo promedio aumenta un 2,9% anual. En 2023, la capacidad total del sistema eléctrico nacional fue de 90.000 MW, pero se requería capacidad para cubrir más de 110.000 MW en la demanda real. En términos de consumo, el país pasó de 351.000 GWh en 2023 a una proyección de 435.000 GWh en 2030.

Una medida reciente podría aliviar parcialmente la situación: el Acuerdo de Generación de Autoconsumo Interconectado publicado por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria permite a los parques industriales desarrollar proyectos de autoconsumo de entre 0,7 y 20 MW. “Esto desahogará los cuellos de botella de las líneas de transmisión en zonas de desarrollo económico e industrial”, explica Abad Contreras.

Las zonas más críticas del país necesitan inversiones urgentes. En el Istmo de Tehuantepec, hay una alta capacidad eólica instalada que no puede ser evacuada al centro-sur por falta de nodos de interconexión. En Baja California, la prioridad es conectarse al sistema nacional. El Noreste y Noroeste poseen un enorme potencial solar y eólico, pero requieren inversión en transmisión y distribución.

En el Bajío y Centro Occidente, la alta demanda industrial podría beneficiarse del autoconsumo para liberar presión sobre la red. La Península de Yucatán, históricamente vulnerable, también necesita alternativas renovables apoyadas en almacenamiento.

Sin embargo, con una buena planificación se puede lograr que las fuentes renovables recuperen su tasa de crecimiento y tengan un papel preponderante dentro de la matriz energética del país, según manifiesta Abad Contreras.

Para lograrlo, México necesita un plan de modernización integral de la red. “Lo primero es enfocarse en la construcción de nuevas líneas de transmisión de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, y en la modernización y mantenimiento de las actuales que lo necesiten”, explica Abad Contreras.  También destaca la necesidad de invertir en digitalización, redes inteligentes y sistemas de monitoreo en tiempo real para la gestión de intermitencias.

Un punto clave es el almacenamiento. La especialista señala que “se tiene que invertir en un almacenamiento consolidado, tanto de fuentes convencionales como de baterías, para regular las intermitencias y dar el soporte que requieren las renovables”.

Además, enfatiza la importancia de dar un mantenimiento certero a las líneas disponibles para evitar fugas y pérdidas técnicas, junto con la necesidad de reforzar las interconexiones con las penínsulas, especialmente Baja California y Yucatán.

La Ley de la Industria Eléctrica contempla la participación del sector privado en la infraestructura, mediante contratos mixtos, asociaciones público-privadas o esquemas de inversión financiada, pero falta la emisión de la reglamentación secundaria y terciaria. “Lo más importante es que se garantice el acceso a la demanda y se consoliden los proyectos de autoconsumo interconectado”, sostiene Abad Contreras.

Finalmente, la ejecutiva concluye que México tiene recursos renovables competitivos y una demanda creciente, pero enfrenta limitaciones en transmisión, incertidumbre regulatoria y dependencia del gas.

“Con inversiones en infraestructura crítica, reglas de mercado claras y la integración acelerada de renovables con almacenamiento, México puede lograr una matriz diversificada, competitiva y alineada con la transición energética”, concluye Abad Contreras.

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Panamá se posiciona como un referente regional al impulsar la energía solar como eje de democratización del acceso a la energía. Con una estrategia clara de largo plazo, el país ya suma 165,8 MW de capacidad instalada en autoconsumo, cifra que crece de la mano del marco normativo y una planificación construida de forma multisectorial.

“El panameño ha encontrado en la energía solar distribuida un aliado frente a los costos de energía”, afirma Rosilena Lindo Riggs, asesora global en Energía y Clima y ex secretaria Nacional de Energía de Panamá, en conversación con Energía Estratégica.

El auge del autoconsumo no es casual. Responde a la implementación progresiva de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, que ya cuenta con un 55% de avance al primer semestre de 2024. Este plan proyecta alcanzar 1.700 MW de capacidad instalada en autoconsumo renovable para 2030, equivalente al 14% de la energía total requerida.

Actualmente, una de las tres distribuidoras eléctricas del país ya supera el 3% de penetración energética y el 10% en potencia instalada mediante autoconsumo, según la Cámara Panameña de Energía Solar.

“Esta estrategia se está implementando activamente desde el sector privado, y se constituye en la herramienta por excelencia de descentralización y resiliencia energética”, destaca Lindo.

Gobernanza compartida y marco legal sólido

Este proceso se enmarca dentro de la Agenda Nacional de Transición Energética, lanzada en 2020 con ocho estrategias clave. Según Lindo, su fortaleza radica en que fue construida “de la mano del sector privado, academia, sector público y sociedad civil”, otorgando a cada actor un rol claro dentro de la transición.

El soporte jurídico incluye normas como:

• La Ley 37 de 2013, modificada por la Ley 417 de 2023, que otorga incentivos fiscales para tecnologías solares.

• La Ley 45, que establece un régimen de incentivos para fuentes renovables y limpias.

• Las resoluciones de gabinete que aprueban estrategias sobre generación distribuida, innovación del sistema eléctrico y lineamientos generales de transición energética.

“Este marco legal les provee seguridad jurídica y claridad a los inversionistas”, enfatiza la ex funcionaria.

Desafíos pendientes: regulación, tarifas y equidad

A pesar del avance, Lindo advierte sobre riesgos latentes. “Es crítico que la regulación de la generación solar distribuida no vaya en detrimento de esta herramienta de democratización”, plantea, en referencia al debate del denominado “impuesto al sol”.

Para sostener el crecimiento del autoconsumo, Panamá necesita:

• Finalizar la homologación de criterios técnicos para instalaciones.

• Simplificar procedimientos para proyectos de pequeña escala.

• Lanzar una plataforma digital de trámites, diseñada en conjunto con el BID y los municipios.

• Incrementar los límites de capacidad instalada permitida.

• Liberar el acceso público a la información técnica por circuito.

Además, Lindo plantea la necesidad de una regulación específica para generación distribuida comunitaria y de un modelo tarifario con separación de cargos fijos y variables, fundamentado en estudios financieros. Todo ello, según su visión, debería financiarse aprovechando esquemas de financiamiento climático, dada la función adaptativa de la generación distribuida ante eventos extremos.

“La generación distribuida es una medida de adaptación ante un clima cambiante”, resume.

Interconexión regional: la conexión con Colombia avanza

En paralelo a su desarrollo interno, Panamá avanza en el proyecto de interconexión eléctrica con Colombia, una obra estratégica para reforzar la confiabilidad del sistema y su integración regional.

Actualmente, el proyecto depende del avance del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en territorio colombiano, presentado oficialmente en febrero. Del lado panameño, el EIA también está en ajustes por cambios regulatorios y requiere el consentimiento favorable de tres grupos étnicos.

En paralelo, Panamá y Colombia trabajan en la armonización regulatoria binacional, necesaria para definir ingresos, viabilidad financiera y para la actualización del modelo de costos (CAPEX) y financiamiento, bajo la supervisión técnica del BID Invest.

“Una vez culminado este proceso, la empresa ICP podrá avanzar en las licitaciones y la construcción del proyecto”, detalla Lindo.

Una visión estratégica a largo plazo

La apuesta panameña no se limita a sumar megavatios: busca construir un modelo energético más participativo, resiliente y sostenible. “Las plantas solares nuevas son parte de la respuesta de un sector privado que se siente parte del camino trazado por Panamá hace 20 años”, destaca Lindo, en referencia al proceso de gobernanza iniciado en 2020.

Con reglas claras, visión compartida y proyectos de integración regional en curso, Panamá avanza hacia un sistema donde la energía renovable no solo sea abundante, sino accesible y justa para todos.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables de la India firmaron un Memorando de Entendimiento centrado en la cooperación bilateral en fuentes de energía renovables.

El documento se firmó durante la visita oficial del primer ministro indio, Narendra Modi, a Brasil y refuerza el compromiso de ambas naciones con el desarrollo sostenible y la transición energética global. El acuerdo establece las directrices para una alianza estratégica entre Brasil y la India, centrada en tecnologías limpias y políticas públicas orientadas a la expansión de las energías renovables.

«La alianza con India refuerza el liderazgo de Brasil en la transición energética global. Unimos fuerzas con una nación estratégica para acelerar el desarrollo de tecnologías limpias, generar empleos verdes y garantizar la seguridad energética con responsabilidad ambiental. Esta es la diplomacia energética al servicio de un futuro más sostenible», afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Los temas prioritarios incluyen la energía solar, eólica, hidroeléctrica, la bioenergía, el almacenamiento de energía y el hidrógeno de bajas emisiones. El documento también contempla la capacitación técnica, el intercambio de expertos y la promoción conjunta de investigaciones y proyectos innovadores.

Como parte de la implementación del acuerdo, se creará un Grupo de Trabajo Conjunto para coordinar iniciativas y fomentar el intercambio de información, experiencias y buenas prácticas entre ambos países. Con una vigencia inicial de cinco años, el memorando fortalece la cooperación Sur-Sur y alinea a Brasil e India con los esfuerzos internacionales para combatir el cambio climático, promover el uso de tecnologías sostenibles y fortalecer la seguridad energética.

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El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública la modificación del Decreto Supremo N°88, correspondiente al reglamento de medios de generación de pequeña escala, con el objetivo de habilitar a los sistemas de almacenamiento BESS a participar en el mercado de energía y potencia. 

La consulta pública estará abierta por 15 días hábiles, con posibilidad de extensión por 7 más, por lo que podrá estar disponible hasta la tercera semana de agosto; mientras que la tramitación del reglamento comenzaría a fines del mes de septiembre.

¿Qué incluye la modificación del DS 88? 

Uno de los principales ejes de la reforma está en la incorporación normativa de los sistemas BESS. La propuesta contempla que estos puedan inyectar energía utilizando las holguras de capacidad de la red, habilitándose mediante bloques horarios extraordinarios.

Además, se establece que la capacidad disponible de retiro para la carga de las baterías podrá ser ajustada según la demanda de los clientes regulados, lo que introduce una lógica coordinada entre operadores y distribuidoras.

Desde el Ministerio aclaran que las inyecciones BESS podrán valorizarse a precio de energía o a costo marginal, pero que en todos los casos debe existir coherencia entre el precio de inyección y el de retiro.

También se habilita que los sistemas de almacenamiento asociados a Pequeños Medios de Generación Distribuida puedan financiar obras de adecuación y ampliación para realizar retiros desde la red, en coordinación con la distribuidora.

Ministerio de Energía de Chile proyecta la tramitación de 12 reglamentos en los próximos meses

Otra transformación estructural es la creación de un nuevo Precio Básico de Energía (PBE), que reemplazará al precio estabilizado una vez culmine el período transitorio en el año 2034, sin un ajuste de banca de mercado y con una reliquidación anual. 

El PBE se determinará a partir de los costos marginales esperados y la energía total en cada subestación eléctrica nacional, considerando tanto la demanda propia como los consumos de las barras asociadas.

“Mensualmente, el Coordinador Eléctrico Nacional contabilizará la diferencia entre la valorización a precio básico de energía y costo marginal horario. Y en diciembre de cada año, a partir de las diferencias acumuladas (a favor o en contra), se calculará el valor del reintegro mensual del año que será como una cuota fija”, aseguraron desde el Ministerio de Energía. 

Otro cambio relevante es la extensión de la vigencia del Informe de Criterio de Conexión de 18 a 26 meses, a fin de lograr mayor flexibilidad a los desarrolladores para completar sus etapas de diseño y tramitación.

Sistemas de monitoreo, control y responsabilidad operativa

Por otro lado, uno de los puntos más sensibles del nuevo esquema será la gestión operativa en tiempo real, que quedará a cargo del Coordinador Eléctrico. La entidad podrá instruir recortes directos a las inyecciones de los PMGD cuando lo estime necesario, aunque las empresas distribuidoras podrán excluir de estos recortes a uno o más PMGD por razones de seguridad y calidad del servicio. 

Bajo esa premisa, los Pequeños Medios de Generación Distribuida también deberán implementar obligatoriamente sistemas de información en tiempo real, cumpliendo las normas técnicas de seguridad y calidad de servicio; sumado a que se propone la creación de centros de control en distribución, a cargo de cada empresa distribuidora, con el fin de asegurar un flujo continuo y coordinado de información operativa con los proyectos PMGD.

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FES Iberia 2025 se consolidó como el punto de encuentro estratégico del sector energético en Madrid, con la presencia de líderes globales que debatieron sobre transición energética, almacenamiento, regulación y nuevas tecnologías. En ese marco, Energía Estratégica mantuvo una entrevista audiovisual exclusiva con Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, quien presentó en detalle las características del nuevo módulo solar de la compañía y sus planes de expansión internacional.

“El módulo de la serie Plateau ofrece una eficiencia de módulo superior al 24 %, en torno al 24,1 %. Se ejemplariza en una potencia pico de 750 vatios y tiene un mejor comportamiento térmico, una mejor degradación del módulo y una eficiencia de bifacilidad superior”, detalló Contreras.

Según explicó el directivo, la tecnología se traduce en beneficios económicos concretos para los desarrolladores: “Le puede aportar al cliente una reducción en su CAPEX del VOS en torno al 1,5 % y una reducción del LCOE del sistema en torno al 2,9 %”.

Contreras consideró que el valor diferencial está en esa propuesta cuantificable: “Es un producto que viene a traer valor añadido al mercado, valor añadido al cliente, para ayudarle a esa mejora en su propio LCOE de planta, a ser más competitivos en esta situación tan hipercompetitiva de mercado en la que nos movemos”.

Objetivos y visión sobre los mercados internacionales

La estrategia de Yingli Solar está orientada a equilibrar las ventas internacionales con el mercado chino, donde actualmente permanece el 70 % de su capacidad de producción. “El objetivo de la compañía es igualar las ventas fuera de China con lo que se está quedando en el mercado local doméstico”, afirmó Contreras.

En ese sentido, apunta a reforzar el posicionamiento de la marca en mercados clave de Europa y América Latina, especialmente España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana. “Creemos que hay mercados que empiezan a rugir o a crecer con fuerza, pero otros que se quedan un poco paralizados”, analizó.

Sobre España, advirtió una cierta desaceleración, pero resalta que el foco está en construir relaciones de largo plazo: “Apostamos por clientes estratégicos que tengan una visión muy clara de lo que es la calidad y apostar por proveedores sostenibles y fiables en el tiempo”.

Contreras también subrayó el respaldo corporativo como parte de la propuesta de valor: “Nosotros como fabricantes tenemos que dar una garantía por más de 30 años, y uno de nuestros valores añadidos no solamente está en la tecnología y en el servicio, sino también en la sostenibilidad, en tener una salud financiera lo suficientemente fuerte como para acompañar al cliente a largo plazo y además reducir sus riesgos a la hora de invertir”.

Roadmap tecnológico hacia células tándem

Yingli Solar proyecta seguir liderando la evolución tecnológica, de manera que hoy está centrado en evolucionar la tecnología N-Type TOPCon, mientras que el siguiente escalón será la los módulos back conctact, y luego la célula tándem, con eficiencia de célula por encima del 30 %.

Allí, Contreras puso el foco en la necesidad de avanzar hacia soluciones integradas con almacenamiento de energía, a lo que consideró «fundamental» para estabilizar la red y mejorar el rendimiento energético. En su opinión, el diseño de soluciones modulares adaptadas a picos de demanda será clave en el contexto de saturación de red que enfrentan algunos países.

“La innovación tecnológica es la manera de contribuir como tecnólogos al mercado”, concluyó durante su intervención.

Con el lanzamiento del módulo Plateau Panda 3.0, Yingli Solar reafirma su liderazgo tecnológico y su estrategia de expansión global. El nuevo producto no solo mejora la eficiencia energética, sino que representa una herramienta concreta para reducir costos en un entorno competitivo.

Desde FES Iberia 2025, la compañía dejó en claro que su propuesta va más allá del producto: combina innovación, salud financiera, garantías sólidas y una hoja de ruta clara hacia el futuro energético en Europa y América Latina.

Vea la entrevista completa en el canal de YouTube de Future Energy Summit:

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La compañía Copec Flux, parte del ecosistema Copec, proyecta una fuerte expansión en la industria de energía solar fotovoltaica de Chile, particularmente en los segmentos residencial, comercial-industrial y PMGD, con foco en soluciones integradas y tecnologías habilitantes. Su CEO, David Rau, entregó la visión estratégica y los próximos pasos.

Con el respaldo del ecosistema Copec y su sólida experiencia en proyectos fotovoltaicos, la compañía se posiciona como un actor clave en la industria de generación distribuida, con 140 MW ya en operación, proyectando duplicar su capacidad en los próximos años.

“Estamos desarrollando un portafolio tecnológicamente más diverso, que combina energía solar con baterías y estaciones de carga de alta potencia para transporte pesado con camiones eléctricos. La meta es duplicar este portafolio, incorporando nuevas tecnologías y habilitando soluciones para industrias como los datacenters”, señaló David Rau en diálogo con Energía Estratégica. 

La integración de almacenamiento responde a un diagnóstico estratégico: asegurar suministro en horas de baja radiación solar y generar valor para industrias con operaciones críticas fuera de horario punta, como los centros de datos o la logística pesada. Durante el próximo año, la compañía mantendrá su enfoque en proyectos PMGD, evaluando nuevas oportunidades de construcción de plantas adicionales.

En paralelo, Copec Flux avanza con fuerza en el segmento residencial, apostando por democratizar el acceso a la energía solar, implementando soluciones de financiamiento a largo plazo (hasta 15 años), facilidades de pago y un modelo de atención centrado en el cliente. 

“Estamos cuadruplicando el número de instalaciones este año, y proyectamos un crecimiento similar para el próximo. Más allá del volumen de paneles, nuestro foco está en llegar a más hogares y generar un impacto real”, destacó Rau. 

La meta es duplicar la cantidad de hogares con energía solar, superando las 2.000 instalaciones anuales, con la mirada de largo plazo de llegar a un millón de hogares, impulsando un cambio estructural en cómo se accede y consume energía en Chile.

Por otra parte, en el sector comercial e industrial, Copec Flux despliega soluciones de autogeneración solar combinadas con contratos de suministro eléctrico (PPA), en alianza con EMOAC, también parte del ecosistema Copec. Esta integración permite ofrecer un modelo energético híbrido y competitivo, que combina generación renovable con suministro confiable y estable en el tiempo.

“Vemos un gran potencial de desarrollo en este segmento para el próximo año. Nuestra expectativa es duplicar la capacidad instalada en proyectos industriales, alcanzando entre 60 y 80 MW hacia 2026.  Y las baterías tendrán un rol cada vez más relevante, permitiendo a las industrias operar de manera rentable en franjas horarias que antes eran económicamente inviables”, añadió el ejecutivo.

La expansión de Copec Flux no es un esfuerzo aislado. Forma parte de una visión integral que está impulsando Copec para acelerar la transición energética en Chile, con presencia en múltiples eslabones de la cadena: generación, infraestructura de carga, almacenamiento y nuevas soluciones digitales para optimizar el consumo energético.

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Desde su relanzamiento en 2023, Prosumidores 4.0 consolidó un salto cualitativo en la provincia de Santa Fe, al posicionarse como mecanismo clave para acelerar la generación distribuida. Impulsado por la ley provincial sancionada en abril de 2024, el programa incorporó incentivos específicos para el sector productivo y sentó las bases para explorar nuevas tecnologías.

“Ya contamos con 1320 usuarios – generadores en más de 80 localidades. Y estamos cerca de los 8 MW de potencia en renovables”, señaló María Cecilia Mijich, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia de Santa Fe, en diálogo con Energía Estratégica. 

A ello se debe agregar los parques fotovoltaicos de Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier, que suman 20 MW de capacidad y que fueron adjudicados a la firma Coral Energía en el año 2023 (actualmente están en construcción). 

“Notamos un crecimiento notable desde el lanzamiento del programa en junio del año pasado, sobre todo en el sector comercial-industrial”, afirmó la funcionaria, subrayando que este segmento comienza a crecer en demandas y solicitudes para nuevos proyectos.

Además, la generación distribuida santafesina también gana escala, con más de 120 proyectos en curso que manejan potencias considerables, superando en conjunto los 300 kilovatios en trámite. Esto posiciona a la provincia como referente nacional en generación distribuida, tanto en cantidad de usuarios como en capacidad instalada.

En comparación con los datos de hace un año, cuando el programa registraba 1108 prosumidores, el incremento supera el 19% interanual. Asimismo, el ecosistema de proveedores también creció: en 2023 se contabilizaban 120 empresas, mientras que hoy el número es superior gracias a una política de fortalecimiento del entramado local.

Para facilitar el acceso a estos sistemas, Santa Fe articula líneas de financiamiento específicas, tanto con organismos públicos como con bancos privados. Entre ellas se incluye la iniciativa del Consejo Federal de Inversiones (CFI), que en su última edición destinó $120.000.000 para proyectos renovables, con plazos de hasta 60 meses y un financiamiento del 80% del monto total.

“Tenemos una política de líneas de financiamiento puesta a disposición del sector productivo, que ayuda mucho a que el sector crezca tanto en eficiencia energética como en renovables”, explica Mijich. 

“Trabajamos con CFI, pero también firmamos convenios con bancos privados, con tasas del 20% a 22% anual, que conviene para la ecuación económica de la instalación fotovoltaica, sumado a los beneficios que tiene el programa Prosumidores, de manera que el retorno de inversión ronda de 3 a 5 años”, agregó. 

Más allá del apoyo financiero, el gobierno provincial trabaja en consolidar las condiciones técnicas, regulatorias y profesionales para acompañar el crecimiento sostenido del sector. Esta estrategia busca construir un ecosistema robusto que genere confianza y facilite que cada vez más santafesinos y santafesinas decidan generar su propia energía, con infraestructura adecuada, mano de obra capacitada y herramientas normativas claras.

En paralelo, la provincia avanza en la exploración de nuevas fuentes de energía renovable. “Estamos trabajando y estudiando otras tecnologías, como programas para aprovechamiento de biogás”, comentó Mijich, quien también destacó el enfoque en reconvertir pasivos ambientales del sector productivo en soluciones energéticas viables.

Esta línea de trabajo busca sumar energías limpias alternativas que amplíen el abanico más allá de lo solar fotovoltaico, generando sinergias con la gestión de residuos y promoviendo el desarrollo de un modelo circular de energía.

Eficiencia energética como pilar de la transición

Otro eje clave es la eficiencia energética, con herramientas concretas a disposición de los ciudadanos y del sistema productivo. Una de ellas es la calculadora digital, que genera reportes de grado 1 y 2 con recomendaciones para reducir el consumo. 

Además, la provincia fue pionera en el desarrollo de gestores energéticos y en el etiquetado de viviendas, contando con la primera normativa reglamentada del país en esta materia.

“Este enfoque también se articula con la Dirección Provincial de Vivienda, para incorporar criterios de eficiencia energética en la planificación de viviendas públicas y en la construcción de edificios estatales, analizando costos económicos de construcción, beneficios de las orientaciones y de la naturaleza”, complementó la funcionaria. 

“El objetivo es incorporar el concepto de eficiencia energética en distintos lugares del Estado, que son los que realizarán las transformaciones de cara al futuro en los propios edificios del gobierno, así como también en la política de vivienda pública que se lleve adelante”, concluyó. 

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Solis, reconocido líder mundial en la fabricación de inversores fotovoltaicos, ha recibido oficialmente la Certificación del Sistema de Gestión de Propiedad Intelectual por parte de Zhong Gui (Beijing). Este hito subraya el compromiso inquebrantable de la compañía con un desarrollo seguro, conforme y enfocado en la innovación dentro del sector de energía inteligente. Marca un paso significativo para reforzar la dedicación de Solis a la protección de la propiedad intelectual (PI), la integridad en I+D y el cumplimiento de estándares internacionales, consolidando aún más su posición como socio confiable en energías renovables a nivel global.

La protección de la propiedad intelectual impulsa la innovación en energía inteligente

A medida que la industria de energías renovables evoluciona rápidamente, el cumplimiento sólido en materia de PI se ha vuelto esencial para mantener la competitividad global. Solis ha integrado de manera constante la innovación con el rigor normativo, y esta certificación valida el enfoque integral de la empresa en la protección de patentes, la gestión de secretos comerciales y el cumplimiento de las leyes de PI a nivel internacional.

“La propiedad intelectual es la columna vertebral de la industria solar inteligente”, comentó Jimmy Wang, Presidente de Ginlong (Solis) Technologies. “Desde el diseño de hardware en nuestros inversores hasta los algoritmos impulsados por IA en la plataforma SolisCloud, el cumplimiento está presente en cada etapa de nuestro proceso de desarrollo. Esta certificación garantiza que no solo entregamos tecnología de vanguardia, sino también un ecosistema de innovación seguro y conforme.”

Un marco integral de cumplimiento y confianza

La certificación abarca las funciones principales de Solis, incluyendo I+D, fabricación, ventas y servicios de datos, complementando sus certificaciones internacionales existentes, tales como:

• Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
• Protocolos de protección de datos alineados con GDPR en SolisCloud
• Certificaciones de seguridad CE, UKCA y VDE
• Cumplimiento de red en los principales mercados globales
• IEC 61727 & IEC 62116 – Estándares de conexión y operación a red
• IEC 62109-1 & IEC 62109-2 – Estándares de seguridad para inversores fotovoltaicos

Con cientos de patentes registradas globalmente, Solis continúa expandiendo su portafolio de PI en áreas clave como monitoreo de energía, optimización impulsada por IA y tecnologías conectadas a la red. A medida que SolisCloud implementa funciones de automatización de próxima generación, la compañía mantiene un enfoque en la gestión proactiva de riesgos en PI, asegurando que la innovación avance de la mano con el cumplimiento legal y regulatorio.

Para alinear mejor sus innovaciones con las necesidades reales del mercado, Solis invita a sus clientes y socios de la industria a participar en la Encuesta Global de Satisfacción 2025:
Participar aquí

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El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, aseguró que la línea de transmisión de 345 kilovoltios (Kv), inaugurada este miércoles en Manzanillo, Montecristi, fortalecerá la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al tiempo que optimizará el transporte de la energía generada por la central Manzanillo Power Land, que cuenta con 414 megavatios de potencia.

Esta obra es el resultado de una colaboración público-privada que consiste en 128 kilómetros. Esta obra, tuvo una inversión superior a los US$147 millones. La línea fue desarrollada por la empresa Energía 2000, en un acuerdo con la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y su construcción estuvo a cargo de Elecnor.

«Hoy damos un paso trascendental en el fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano, con la inauguración de la Línea de Transmisión de 345 kilovoltios, una obra que une a Pepillo Salcedo con El Naranjo, pasando por Guayubín y que representa un hito en nuestra estrategia de modernización, eficiencia y sostenibilidad energética», aseguró Santos.

El ministro resaltó el trabajo conjunto entre ETED y Energía 2000 en esta «imponente obra», que simboliza el desarrollo y un avance firme hacia la meta de incrementar la capacidad del SENI para 2028, una de las estrategias clave de la gestión del presidente Abinader.

Santos también señaló que esta infraestructura permitirá aprovechar al máximo el potencial de energía renovable, eólica y solar de la región noroeste, impulsando la diversificación de la matriz energética del país.

«Esta infraestructura será clave para el desarrollo de toda la región norte, al crear nuevas oportunidades de inversión, garantizar mayor estabilidad energética y conectar eficientemente la generación con el consumo», añadió el titular del MEM, quien estuvo acompañado por el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez.

De su lado, Martín Robles Morillo, administrador general de la ETED, reconoció que este logro forma «parte del compromiso asumido en el plan de expansión del sistema de transmisión que llevamos adelante con responsabilidad, visión y respaldo firme del presidente Luis Abinader. Constituyendo también el cumplimiento de la Ley General de Electricidad».

En tanto, Jaime Santana Bonetti, presidente de Energía 2000, destacó que la línea fue diseñada con los más altos estándares técnicos. Anticipó que su impacto se traducirá en energía más confiable y competitiva para industrias, comercios y comunidades del norte, configurando «un sistema eléctrico más robusto, más justo, más nacional».

En el evento también estuvieron presentes altos funcionarios del Gobierno y representantes del sector empresarial.

Sobre la Línea

Con una longitud de 128 kilómetros, esta línea de transmisión de doble terna, compuesta por 321 torres distribuidas cada 400 metros, permitirá interconectar los proyectos de generación eléctrica en desarrollo en Montecristi, incluyendo la central Manzanillo Power Land de 414 MW, con el SENI. La conexión se realiza a través de una salida con interruptor de potencia en la subestación El Naranjo, en la provincia de Santiago.

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El Ministerio de Energía y Minas de Perú (MINEM) aprobó el Decreto Ministerial N.º 214-2025-MINEM/DM, que actualiza los Términos de Referencia (TdR) para la elaboración de estudios ambientales detallados de proyectos de generación eléctrica mediante energía solar y eólica. Esta normativa, que entró en vigencia el pasado 6 de julio, establece lineamientos metodológicos obligatorios para las centrales renovables, alineados con el marco del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

Desde el sector renovable destacan que esta iniciativa no solo contribuye a mejorar la previsibilidad de los instrumentos de gestión ambiental, sino que también genera condiciones más claras y predecibles para invertir en el país. “La existencia de un marco normativo más claro y predecible constituye una señal positiva para los inversionistas”, señaló Brendan Oviedo, past president de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y socio en Hernández & Cía.

Uno de los aportes clave de la nueva normativa es la estandarización de requerimientos técnicos y procedimientos. “Reduce la incertidumbre regulatoria y las observaciones recurrentes, lo que resulta fundamental para alinear los cronogramas de permisos con las etapas críticas de desarrollo de los proyectos”, explicó Oviedo en diálogo con Energía Estratégica.

De acuerdo con el documento oficial, los TdR definen aspectos técnicos esenciales como la descripción del área de influencia, los mecanismos de identificación de impactos, la caracterización del medio físico, biológico y socioeconómico, así como los criterios para el desarrollo de líneas base. Esta definición técnica, según especialistas, mejora la calidad y consistencia de los estudios ambientales, facilitando su evaluación.

“La aprobación de estos TdR representa un avance relevante en la regulación”, consideró Mauricio Checa abogado en Hernández & Cía, en conversación con el portal. Desde su mirada, esta actualización normativa contribuye a mejorar la previsibilidad, consistencia técnica y calidad de los instrumentos de gestión ambiental.

Además de mejorar los procesos de revisión, los nuevos TdR tienen el potencial de acortar los plazos para la aprobación de los estudios ambientales, especialmente al facilitar la identificación de contenidos mínimos obligatorios. “Pueden acelerar la elaboración y revisión de la línea base, así como reducir la cantidad de observaciones por parte de la autoridad”, precisó Oviedo.

Otro aspecto valorado por el sector es la uniformización de los criterios metodológicos que deben aplicarse en la elaboración de los estudios. Esto incluye una delimitación técnica más precisa y un abordaje estandarizado del análisis ambiental, lo cual mejora la eficiencia tanto para los desarrolladores como para los organismos evaluadores.

En cuanto al componente social, también se reconoce que la norma refuerza el enfoque participativo, al incluir directrices más definidas para la participación de las comunidades involucradas. “Se reconoce un esfuerzo por fortalecer los mecanismos de participación ciudadana mediante lineamientos más claros y estructurados”, agregó Checa. Aunque el eje técnico es prioritario, el componente social sigue siendo determinante para la viabilidad de los proyectos en territorio.

A nivel institucional, se subraya que los avances normativos deben ir acompañados de una implementación coherente por parte de las autoridades ambientales. La correcta interpretación y aplicación uniforme de los TdR entre las distintas instancias del MINEM será clave para consolidar la previsibilidad buscada por el sector. “La aplicación técnica, no discrecional, de estos lineamientos es lo que garantizará su efectividad práctica”, enfatizó el representante de la Asociación Peruana de Energías Renovables. 

A pesar del avance, aún se consideran necesarios algunos ajustes regulatorios. “Es fundamental que las autoridades establezcan compromisos institucionales claros respecto a los plazos y procedimientos de evaluación ambiental”, subraya Checa. Definir cronogramas y mecanismos de seguimiento permitiría reducir todavía más la incertidumbre y facilitar una mejor planificación financiera y operativa.

Esta actualización normativa llega en un momento clave, en el que el sector renovable peruano concentra grandes expectativas de crecimiento e inversión. En este contexto, la combinación de señales regulatorias estables, reglas claras y agilidad institucional será determinante para consolidar un nuevo ciclo de inversiones en energías limpias en el país.

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La transición energética colombiana avanza, pero no al ritmo ni con la base sólida que requiere el desafío climático global. A pesar de una matriz eléctrica mayoritariamente limpia gracias a la generación hidráulica (que representa más del 70% de la generación), el país enfrenta riesgos crecientes por falta de diversificación territorial, vulnerabilidad ante fenómenos climáticos como El Niño, y una infraestructura que no acompasa el crecimiento de la demanda ni la incorporación de nuevas tecnologías.

En su informe de junio 2025, la Cámara Colombiana de la Energía pone en el centro del diagnóstico dos eslabones críticos: la infraestructura de transmisión nacional y regional, y el ecosistema normativo para la autogeneración en pequeña escala.

El gremio, advierte que el sistema actual, con más del 75% de sus líneas de alta tensión superando los 35 años, no está preparado para evacuar el potencial renovable del país.

La situación es particularmente crítica en regiones como La Guajira y la Costa Caribe, donde la generación eólica y solar crece, pero la infraestructura de evacuación se retrasa, generando proyectos «represados» que no pueden inyectar energía al sistema. 

«El 65% de los proyectos renovables no convencionales enfrentan retrasos por demoras en licencias, trámites y oposición social», señala el documento.

A esto se suman otras alertas: las líneas existentes enfrentan sobrecargas por el aumento de generación renovable, y las demoras afectan la confiabilidad del sistema, especialmente en escenarios de alta demanda o eventos climáticos extremos.

Para 2030, XM proyecta 275 restricciones operativas si no se moderniza y expande la red, una situación que podría comprometer la seguridad del sistema, provocar fallas y aumentar los costos del mercado eléctrico.

El otro frente de alerta es la autogeneración en pequeña escala, que podría ser una de las palancas de la transición si se superan las barreras regulatorias. 

El informe destaca que hogares, empresas y comunidades tienen hoy acceso a tecnologías accesibles para producir y almacenar su propia energía, pero la normativa actual desincentiva el autoconsumo con barreras técnicas, trámites complejos y esquemas de compensación poco atractivos.

«Los autogeneradores contribuyen a reducir pérdidas de transmisión, aumentar la eficiencia global del sistema y facilitar una demanda más flexible y electrificada, pero enfrentan dificultades para conectarse, operar con seguridad y acceder a beneficios económicos claros», subraya el gremio.

El diagnóstico incluye seis obstáculos críticos para la autogeneración:

1. Dispersión normativa
2. Trámites de conexión lentos
3. Remuneración deficiente
4. Falta de participación en la operación del sistema
5. Obstáculos para comunidades energéticas
6. Requisitos técnicos restrictivos

A esto se suma un riesgo técnico: la generación distribuida no siempre es predecible y puede generar fluctuaciones que afectan la estabilidad si no se gestiona con tecnologías inteligentes. 

Por eso, el gremio destaca la necesidad de invertir en smartgrids, almacenamiento distribuido, medición avanzada, ciberseguridad y capacidades de monitoreo 24/7. 

También se menciona la importancia de fortalecer la infraestructura regional (STR), para garantizar una transición justa e inclusiva, especialmente en zonas rurales o con comunidades étnicas.

Por último, un aspecto clave que se resalta en el documento es la falta de coordinación institucional. 

La fragmentación entre UPME, CREG, operadores de red y el Ministerio de Minas y Energía complica la gestión de proyectos y genera incertidumbre para los inversionistas.

El mensaje central de la CCE es claro: sin transmisión robusta y sin una estrategia seria de autogeneración, la transición energética en Colombia seguirá estancada. Las soluciones existen, pero requieren inversión acelerada, coordinación institucional y voluntad política para romper la inercia.

«Lo que estamos viendo no es falta de tecnología ni de proyectos: es un cuello de botella estructural que frena la integración de renovables y margina a los usuarios que podrían ser parte activa del cambio», concluye el informe.

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La empresa canadiense Aisa Group presentará ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para construir un parque solar de 1000 MW en el departamento de Jáchal, provincia de San Juan, con una inversión superior a los 600 millones de dólares.

El proyecto contempla la instalación de un parque solar en la zona de Jáchal, a la entrada de la Mina Gualcamayo. La primera etapa, de 50 MW de capacidad, se destinará al abastecimiento energético de la operación minera y forma parte del RIGI ya presentado. La segunda etapa, que alcanzará los 1.000 MW totales, será incluida en un nuevo proyecto que el grupo prevé ingresar próximamente en el mismo régimen.

El plan también incluye la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional mediante la ampliación de la capacidad y la construcción de un enlace de alta tensión de 500 kV para facilitar la integración a la red nacional, lo que permitirá el despacho de energía a distintos puntos del país y el abastecimiento a industrias de la región.

La iniciativa se encuentra en etapa de estudio y prevé generar unos 400 empleos directos durante la fase de construcción. Según datos de la empresa, una capacidad de 800 MW permitiría abastecer el consumo eléctrico de más de un millón de hogares en Argentina, tomando como base un promedio de 600 kilowatts/hora/mes.

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El Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) otorgó la primera licencia para un parque eólico offshore de Brasil. 

La aprobación marca un hito clave para desbloquear el desarrollo de la energía eólica marina en todo el país, ya que el sector aguarda por la primera subasta para concesión de áreas destinadas a la exploración de proyectos de generación eléctrica marina. 

La primera central con licenciamiento ambiental por parte de IBAMA se trata de un proyecto piloto de 24,5 MW de capacidad,  orientada al desarrollo científico y tecnológico, que se ubicará en aguas jurisdiccionales cercanas al estado de Río Grande do Norte.

El mismo contará con la instalación prevista de dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW de potencia), a aproximadamente 20 kilómetros de la costa de Areia Branca, con turbinas a profundidades de 7 a 8 metros. 

Mientras que la energía generada se destinará íntegramente al consumo de Porto-Ilha, de Areia Branca, principal punto de embarque de la sal producida en Brasil, a 4,5 kilómetros de distancia. Además, el proyecto prevé la cualificación de mano de obra local y la generación de datos para futuras iniciativas en el sector.

En los próximos 16 a 18 meses, el Servicio Nacional de Aprendizaje Industrial (SENAI) espera desarrollar el proyecto de ingeniería y completar las condiciones ambientales para obtener la licencia de instalación. 

Y el proyecto deberá implementar un plan de gestión ambiental con 13 programas, que incluyen el el monitoreo de la fauna, el ruido subacuático, la comunicación social y la cualificación profesional, entre otras medidas esenciales para garantizar la sostenibilidad del parque. 

¿Cómo quedó el registro de IBAMA?

Tras varios meses desde la última modernización de la plataforma, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) actualizó el mapa de proyectos eólicos offshore con procesos abiertos. 

Tal es así que ya son 103 los parques eólicos marinos con solicitudes de licenciamiento ambiental que suman 247354 MW de potencia a instalar en 16178 aerogeneradores (promedio de 15 MW por turbina) a lo largo de toda la costa este y noreste del país.

Aunque es preciso mencionar que los estados de Rio Grande do Sul y Ceará concentran casi el 60% de todos los desarrollos eólicos offshore, con 78,7 GW (32%) y 66,4 GW (27%) respectivamente. 

Mientras que a nivel tecnológico, las empresas fabricantes que mejor se posicionan con soluciones para el sector eólico marino son Vestas (cerca de 116 GW con casi 7930 aerogeneradores), Siemens Gamesa (22 GW en 1780 turbinas) y GE Renewable Energy (poco más de 12 GW en 970 unidades).

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El rediseño del esquema de licitaciones de suministro vuelve al centro del debate energético chileno. Esta vez, la propuesta parte de Andrés Romero, presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía, quien lideró la reforma del mecanismo en 2015 como secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

A una década del cambio, el especialista planteó la introducción de un método tarifario acorde a los costos reales de generación, diferenciando precios según franjas horarias.

“Si tenemos energía solar muy barata en horario diurno, y energía más cara durante la noche, lo lógico es que a los consumidores le diéramos esa señal de precio”, sostuvo Romero en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que vamos a tener precios de día y de noche distintos por el cambio en tecnología”, agregó asegurando que el sistema actual distorsiona el valor real de la energía e impide aprovechar todo el potencial de las renovables.

Durante su gestión en la CNE, Romero lideró una reforma que introdujo los bloques horarios en las licitaciones, un diseño que en su momento fue innovador y fomentó mayor competencia. Decisión a la que catalogó como “creativa” en términos de aumentar la oferta para aquel momento, pero que hoy en día observa que el mecanismo de casación utilizado para adjudicar los contratos terminó por limitar su impacto.

El  presidente del directorio de Valgesta Nueva Energía identificó un problema clave en la forma en que se casan las ofertas: la licitación favorece la combinatoria más eficiente en 24 horas continuas, no necesariamente la oferta más competitiva en cada tramo horario. 

“Deberíamos empezar a ajustar por bloque. No es lógico que le estemos dando a los consumidores la misma señal de precio todo el día”, subrayó respecto a la visión de trasladar los costos diferenciados a la tarifa final, lo que permitiría una gestión más inteligente de la demanda.

“Además, económicamente es más razonable, porque se debe dar la señal de precios al consumidor para que no concentre su consumo a la hora más cara. Y ahí saldrán nuevas tecnologías o propuestas para optimizar el proceso”, añadió. 

La propuesta de Romero llega en momentos en que el sector se prepara para una nueva licitación de suministro para clientes regulados. La actual convocatoria subastará 1.680 GWh, a ser entregados desde 2027 hasta el 31 de diciembre de 2030. 

La convocatoria tendrá un único bloque a subastar, el cual está dividido en cuatro sub-bloques de suministro zonales, que contienen una componente base (asociada a la energía anual requerida en cada año) y otra variable, destinada a absorber incrementos no esperados en la demanda de energía y que constituye el 5% de la energía anual requerida por la componente base.

Segmentos zonales que, a la vez, se componen por tres bloques de suministro horario (el A va entre las 00:00 y 07:59 hs y de 23 a 23:59 hs; el bloque horario B es de 8 a 17:59 hs; y el bloque C entre las 18 y 22:59 hs). 

La presentación de ofertas está programada para el 1 de octubre, la apertura económica el 23 de octubre y la adjudicación el 28 de octubre, salvo que sea necesaria una segunda etapa, que se extenderá hasta el 29 de octubre.

La crítica de Romero apunta directamente a este diseño: considera que, aunque contempla bloques horarios, el sistema de adjudicación aún prioriza combinatorias que diluyen el beneficio de las tecnologías más competitivas, como la solar. 

Incluso, de cara al futuro, el entrevistado Romero resumió su planteo en tres prioridades para la próxima administración energética del país: “Un próximo gobierno debería tener al menos esos tres focos: dar una señal potente a los inversionistas, tener focos en seguridad, y llevarle transición energética a los consumidores con una buena noticia”.

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Puerto Rico atraviesa un momento crítico en su transición energética. La falta de definiciones por parte del Negociado de Energía (NEPR) respecto al nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), sumada a la judicialización de la Ley 10 de 2024 —que protege la Medición Neta— genera una doble fuente de incertidumbre para todo el ecosistema del sector solar y de almacenamiento.

“El calendario lo establece el NEPR, y rara vez las cosas son a tiempo en Puerto Rico”, manifestó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association (SESA), en conversación con Energía Estratégica.

Según el directivo, el Negociado recién está comenzando el caso de revisión tarifaria, lo cual retrasa aún más el desarrollo del PIR: “Imagino que el PIR vendrá después, en algún momento”.

Esta demora impacta de lleno en la planificación energética del país, ya que el PIR es la hoja de ruta que debe definir cómo evolucionará la infraestructura eléctrica durante los próximos 20 años y, por tanto, sin este instrumento actualizado, no hay certidumbre sobre qué proyectos serán prioritarios, cómo se integrará la energía distribuida ni qué inversiones públicas o privadas serán viables.

Al mismo tiempo, otra fuente de inestabilidad regulatoria se desarrolla en paralelo: el conflicto judicial en torno a la Ley 10 de 2024, que protege el esquema de Medición Neta hasta 2031. La norma ha sido impugnada por la Junta de Supervisión Fiscal ante el tribunal federal, lo que introduce un riesgo legal sobre una política clave para el despliegue de energía solar residencial y comercial.

“Es difícil predecir el resultado, pero por ahora ese caso sigue en el tribunal de primera instancia”, señaló Rúa Jovet. Además, destacó que “hay un compromiso del Presidente del Senado de apelar ese caso a todos los foros de mayor jerarquía, cuando ese momento llegue, pero no ha llegado”.

De todos modos, mientras el litigio avanza, la adopción de sistemas solares continúa en expansión. Al 31 de marzo de 2025, Puerto Rico registraba 158684 sistemas de Medición Neta activos, que representan 1,14 gigavatios de capacidad instalada. De ese total, 135551 sistemas cuentan con baterías conectadas, lo que equivale a 2,34 gigavatios-hora de almacenamiento distribuido. Además, se estima que cada mes se instalan aproximadamente 4000 nuevos sistemas solares con baterías, lo que eleva continuamente esos valores.

Este crecimiento es reflejo del dinamismo del sector, ya que se proyecta que los 1150 MW de capacidad solar instalada generan unos 2 TWh/año. A lo que se debe añadir que, según Rúa Jovet, “virtualmente 100% de los sistemas tienen baterías”, lo que evidencia una transformación profunda del modelo energético hacia la autosuficiencia y la resiliencia a nivel de usuario.

A pesar de ese dinamismo, los desafíos regulatorios persisten. En el caso de instalaciones solares menores a 25 kW, la normativa vigente permite realizar la conexión sin aprobación previa de la distribuidora, y LUMA está obligada a activar la Medición Neta en un máximo de 30 días tras la notificación del ingeniero. “Por ley, la gente tiene derecho a instalar su sistema solar sin permiso previo de la compañía eléctrica, y dicha compañía está obligada por ley a activar la medición neta dentro de 30 días”, precisó el directivo de SESA.

Sin embargo, para proyectos de mayor escala, la situación es más compleja, debido a que se requieren permisos previo para instalar, y resulta difícil predecir cuánto tarda un caso desde interconexión hasta activación de la medición neta. Los informes del NEPR confirman esta brecha: mientras que el 84 % de los sistemas pequeños se activa en menos de 30 días, el proceso para proyectos comerciales puede extenderse hasta un año, con múltiples expedientes en espera de respuesta por parte de clientes.

La conexión entre ambos temas es directa: la incertidumbre sobre la continuidad de la Medición Neta afecta las decisiones de inversión en el corto plazo, mientras que la postergación del PIR compromete la planificación de largo plazo. En conjunto, estas dos variables limitan el despliegue ordenado y sostenible de la energía renovable distribuida.

Frente a este escenario, SESA insta al gobernador Pedro Pierluisi a intervenir con claridad y contundencia. El llamado es doble: por un lado, defender la Ley 10 judicialmente; por otro, asegurar que el PIR se actualice sin más dilaciones, incluyendo de forma explícita los aportes de la energía solar con almacenamiento distribuido.

“El sector solar y de almacenamiento distribuido depende de señales regulatorias claras para seguir creciendo y generando empleos”, enfatizó el Chief Policy Officer de la asociación.

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El Global Solar Council (GSC) trabaja en el diseño de un mecanismo de fast track orientado a remover barreras económicas y regulatorias que hoy obstaculizan el despliegue solar, en especial en mercados emergentes. 

El documento fue comentado durante la XVIII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás, y será presentado oficialmente en la próxima Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático (COP30), que se realizará en noviembre en Belém, Brasil.

“La estrategia es tener una voz unificada en la industria ante las multilaterales y organismos como la Convención de Cambio Climático”, manifestó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica tras su regreso de SNEC.

“Estro se debe a que muchas veces se encuentran problemáticas comunes, como la permisología, el acceso al financiamiento o el curtailment energético, que son barreras importantes porque hace que se puedan construir menos parques”, agregó. 

La propuesta se enfocará en dos ejes centrales: el financiamiento climático y la evolución de las infraestructuras eléctricas. En ese sentido, el ejecutivo detalló que el objetivo del fast track es impulsar mecanismos que permitan aumentar la potencia renovable instalada, especialmente en redes latinoamericanas que hoy presentan cuellos de botella.

“Pretendemos establecer los términos de referencia para remover o mitigar el efecto de las barreras para el desarrollo, no solamente de los comerciantes, sino de los mercados internacionales completos”, sostuvo Álvarez.

El documento incluirá lineamientos para orientar los fondos climáticos hacia tecnologías limpias, con énfasis en generación renovable, bajo la premisa de que los fondos internacionales no deberían destinarse a tecnologías como el gas natural o la nuclear. 

En este sentido, el especialista que uno de los principales obstáculos que enfrentan los países emergentes es el alto costo del capital necesario para desarrollar proyectos ERNC. La mayoría de los gobiernos, especialmente en América Latina, no cuentan con instrumentos que permitan acceder a financiamiento en condiciones viables.

“Hoy, en los países emergentes, posibilita energía más barata, mayor generación de empleo local, baja de emisiones, siendo la barrera el acceso al capital intensivo, a líneas de crédito que permitan que el dinero para la inversión inicial no salga caro”, destacó el representante del GSC.

Oportunidades de financiamiento

El escenario varía según el país. En Chile, el esquema de project finance se ha consolidado como una herramienta eficaz para estructurar inversiones solares, gracias a marcos regulatorios sólidos y garantías contractuales previsibles; mientras que Argentina enfrenta “limitaciones estructurales” que restringen la capacidad de apalancamiento del sector. 

“En Argentina, el esquema de Project Finance es casi nulo, ya que en la mayoría de casos se solicitan garantías colaterales por fuera del contrato”, subrayó.

Además de los desafíos financieros, las barreras regulatorias y la falta de infraestructura también impiden el crecimiento del sector. Álvarez remarcó que en los países emergentes existen restricciones compartidas, pero con matices locales que deben ser atendidos con precisión.

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La oficina de 8.2 en Hamburgo (8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH) ha concluido con éxito la supervisión técnica de construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 26 MWh en Neumünster, Alemania, en su rol de asesor técnico independiente.

El sistema está destinado a participar en el mercado de energía de respaldo, reforzando la estabilidad de la red eléctrica regional. La instalación fue llevada a cabo por SMA Altenso GmbH, que actuó como contratista general y también como cliente de 8.2 Renewable Energy Experts Hamburg GmbH.

“Valoramos enormemente el asesoramiento profesional y competente brindado por el equipo de 8.2 Group y esperamos continuar colaborando en futuros proyectos,” comentó Selin-Isabel Keller, Project Manager en SMA Altenso, en relación con la exitosa supervisión de la instalación en Neumünster.

Expertos de 8.2 Group auditando instalaciones BESS – Neumünster, Alemania

Sistemas de almacenamiento: piedra angular de la red eléctrica del futuro

Con la creciente participación de las energías renovables en la matriz eléctrica alemana, garantizar la estabilidad del sistema y equilibrar la generación con la demanda se vuelve cada vez más crítico. Los sistemas de almacenamiento en baterías cumplen un rol clave en esta transición, aportando energía de respaldo para estabilizar la red y optimizar los perfiles de carga y generación.

“Nos enorgullece contribuir al éxito de la transición energética en Alemania junto a SMA Altenso y sus socios. Nuestra experiencia en soluciones BESS fue decisiva para lograr una implementación exitosa del proyecto,” afirmó Ralf Reek, de 8.2 Group.

Asimismo 8.2 Group ha colaborado prestando servicios de asesoramiento técnico para el proyecto BESS de 500 MW /2000 MWH (4 hs), ubicado en la ciudad de Bisha, provincia de Asir en el Suroeste de Arabia Saudita. 

Se trata de uno de los más grandes proyectos ejecutados en una sola fase, con tecnología de baterías de ion de litio-fosfato de hierro (LFP). 122 contenedores prefabricados albergan el sistema completo, con cuatro módulos por contenedor (5,365 MWh cada uno). Cada contenedor incluye un inversor (Power Conversion System, PCS) de 6 MW. Mientras que el propietario es Saudí Electric Company (SEC) – empresa estatal. 

En los próximos meses, 8.2 Group continuará acompañando proyectos BESS que —al igual que las instalaciones en Neumünster y Bisha – buscan garantizar un suministro eléctrico regional confiable tanto en respaldo a fuentes renovables, como en la prestación de los servicios adicionales de control de frecuencia y respaldo en los picos de demanda.

Containers BESS en proyecto Bisha – Asir – Arabia Saudi

La empresa asegura la calidad del proyecto durante todas las etapas de planificación y construcción, y también asesora a sus clientes en aspectos clave como la viabilidad económica, selección tecnológica y procesos de licitación de obras.

 Además, el Grupo 8.2 cuenta con una oficina operativa en Argentina, desde donde se coordinan servicios de inspección de calidad en origen (factory inspections) para baterías BESS, paneles solares e inversores, realizados en fábricas ubicadas en Wuxi, China y otras regiones estratégicas. Esta presencia permite brindar a los clientes de LATAM un acompañamiento técnico independiente desde la fabricación hasta la instalación, asegurando la conformidad con estándares internacionales y contratos de suministro.

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n el primer semestre de 2025 se registró una expansión de más de 4 gigavatios (GW) en la potencia instalada en Brasil, con la entrada en operación de 61 plantas que totalizan 4.096,3 megavatios (MW).

Según cálculos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), más de la mitad de ese crecimiento (59,28%) se debió a 11 nuevas centrales termoeléctricas, con 2,2428,05 MW –incluyendo la Central Termoeléctrica GNA II (UTE), en Río de Janeiro, que comenzó a operar en mayo con 1,7 GW de capacidad instalada.

Además de las termoeléctricas, la ampliación de la matriz eléctrica de enero a junio incluyó 25 parques eólicos (828,90 MW), 17 plantas solares fotovoltaicas (738,63 MW), seis pequeñas centrales hidroeléctricas (95,85 MW) y dos centrales generadoras hidroeléctricas (4,70 MW).

El mes de junio sumó 194,83 MW al total del año, con 13 nuevas plantas: 10 parques eólicos (148,20 MW), una planta solar fotovoltaica (45,00 MW), una central hidroeléctrica (1,00 MW) y una central termoeléctrica (0,63 MW).

En el mapa del país, durante el primer semestre del año se iniciaron operaciones comerciales en 13 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (658,20 MW) y Minas Gerais (508,25 MW). El recuento de junio muestra a Bahía en primer lugar, con nueve plantas (144,00 MW), y a Minas Gerais en segundo lugar, con 45,00 MW gracias a la entrada en operación de la Planta Fotovoltaica Pedro Leopoldo 2.

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 212,5 GW

El 1 de julio, Brasil contaba con 212.526,6 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA) de la ANEEL , actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en construcción. De este total en operación, también según el SIGA, el 84,44 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables.

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia publicó la Adenda N.º 7 del proceso competitivo permanente para el otorgamiento de permisos de ocupación temporal en áreas marítimas, destinado al desarrollo de proyectos de energía eólica offshore.

La nueva hoja de ruta incorpora ajustes sustanciales en el cronograma, habilitación de proponentes, validación de ofertas y condiciones contractuales, con el objetivo de facilitar el avance de la primera ronda eólica marina en el país. 

El proceso contempla la asignación de permisos de ocupación temporal sobre 69 áreas marítimas nominadas, con superficies de hasta 270 km² por proyecto, y requiere una potencia mínima de 200 MW por propuesta. Hasta el momento, ocho empresas han sido habilitadas por la ANH para participar, en una convocatoria que busca adjudicar al menos 1 GW de capacidad instalada, como primer paso hacia la meta nacional de 7 GW para 2040. 

La etapa de depósito de ofertas, inicialmente prevista para mayo de 2025, fue reprogramada mediante la Adenda N.° 7 para el 21 de agosto, y se espera que revele el grado real de interés del sector.

Los cambios fueron autorizados por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Dirección General Marítima (DIMAR), e incluyen:

• Extensión del plazo para presentar documentación de habilitación hasta el 28 de octubre de 2024 y publicación definitiva de habilitados para el 27 de diciembre del mismo año.
• Depósito de ofertas a partir del 21 de agosto de 2025, seguido de un proceso de validación y evaluación técnica hasta el 22 de octubre.
• Formalización de adjudicaciones entre noviembre de 2025 y febrero de 2026, con emisión del permiso de ocupación temporal por parte de DIMAR fijada para abril de 2026.

También se introdujeron reformas normativas orientadas a mejorar la certidumbre jurídica para los inversores. Entre ellas, el reconocimiento del derecho de renuncia sin penalidad por causas de inviabilidad técnica o económica no atribuibles al proponente, la revisión de exigencias documentales, la aclaración de los criterios evaluativos, y la modificación de la Curva S y de los hitos contractuales.

Pese a que estas adecuaciones responden a las observaciones de los participantes (desde 2023 manifestaban dificultades estructurales), la falta de definiciones en el calendario profundiza la incertidumbre en el sector.

Según explicó Liza Urbina, abogada especializada en regulación energética, “las empresas han realizado esfuerzos administrativos, presentado comentarios técnicos, y asumido inversiones, pero aún no hay adjudicación de ningún permiso”.

En diálogo con Energía Estratégica, la consultora subrayó que, si bien el gobierno promueve esta ronda como un componente central de su estrategia de transición energética, los avances concretos siguen sin materializarse.

Un repliegue silencioso 

La incertidumbre que rodea a la subasta offshore no es un hecho aislado. El segmento eólico en su conjunto —incluyendo proyectos onshore— atraviesa un proceso de repliegue que pone en duda las perspectivas de nuevas inversiones en el corto y mediano plazo.

“Empresas de gran escala están negociando su salida de Colombia. En onshore, también hay actores que buscan desinvertir o traspasar activos, incluso en etapas avanzadas de desarrollo”, señaló la especialista.

Entre los casos más significativos se encuentra Statkraft, que acordó con Ecopetrol la venta de una cartera de diez compañías de proyectos renovables en Colombia —incluyendo tres desarrollos eólicos con una capacidad combinada de hasta 750 MW distribuidos en La Guajira, Sucre, Córdoba, Caldas y Magdalena— como parte de su salida del mercado local.

A este cuadro se suma la reciente adquisición, también por parte de Ecopetrol, del proyecto eólico Windpeshi (205 MW) ubicado entre Uribia y Maicao, en La Guajira, que compró a Enel por USD 50 millones, con inversiones previstas por USD 350 millones hasta 2027

La pérdida de dinamismo del sector está asociada a factores internos y externos, como por ejemplo falta de permisos efectivos, ausencia de señales regulatorias claras y debilidad institucional como principales obstáculos. Mientras que nivel internacional, algunos bancos de inversión norteamericanos optaron por congelar o retirar financiamiento en mercados considerados de alto riesgo político.

“No habrá resultados efectivos en los plazos establecidos. El proceso ha estado marcado por múltiples adendas, ajustes a los pliegos, y cambios de enfoque institucional. Si bien se ha escuchado al sector, aún falta voluntad política para ejecutar lo pactado”, afirmó Urbina. 

Uno de los puntos críticos identificados por la consultora es la fragmentación inicial en la gestión del proceso. En una primera fase, DIMAR lideró la expedición de permisos sin contar con plena competencia técnica; posteriormente, la responsabilidad fue trasladada a la ANH, que adaptó mecanismos de adjudicación propios del sector hidrocarburos a un mercado sin trayectoria local, lo que generó exigencias normativas «desalineadas» con la realidad del sector.

Adicionalmente, el cronograma propuesto para cerrar la adjudicación en abril de 2026 coincide con un año electoral, lo cual —según los actores del mercado— introduce un riesgo adicional, ya que la percepción general es que un eventual cambio de administración podría alterar las prioridades institucionales o ralentizar la ejecución de los actos administrativos pendientes.

Pese al escepticismo, el sector reconoce que el proceso ha evolucionado. La inclusión de causales de renuncia, la reducción de penalidades, y la claridad en los criterios técnicos representan avances significativos.

No obstante, la conclusión compartida por los consultores es que la ejecución será viable solo si se estabilizan los canales institucionales y se cumple el cronograma sin más dilaciones.

“Las empresas han sido proactivas, pero esto solo se materializa si el Estado actúa con rigor técnico y deja de introducir modificaciones sobre la marcha. Cumplir el cronograma es la única forma de recuperar la confianza”, remarcó la abogada especializada en regulación energética

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Perú  se posiciona como uno de los mercados con mayores expectativas de crecimiento en energías renovables dentro de América Latina. De acuerdo con el mapa de proyectos publicado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país suma 16.314 MW (16,31 GW) de capacidad solar entre proyectos en tramitación, revisión técnica, y construcción.

La cifra refleja el creciente interés por parte de los desarrolladores y la confianza en la evolución de la política energética peruana. Aunque aún falta consolidar normativas clave para destrabar inversiones, el volumen técnico de iniciativas revela el interés de mercado y las oportunidades que se abren con la reciente modificación de la Ley N° 28832.

El análisis del mapa de SPR muestra una concentración regional clara: la macrorregión sur lidera la cartera. Departamentos como Moquegua, Arequipa y Tacna reúnen la mayor parte de los proyectos utility scale, dado su alto nivel de radiación solar, disponibilidad de terrenos y cercanía con infraestructura eléctrica existente.

Proyectos como Rubí V (662,95 MW), Moquegua (675 MW), Illari (424 MW) y Valladolid (400 MW) se ubican en estas zonas. Además, múltiples desarrollos en etapa de revisión se perfilan como apuestas estratégicas en la región sur andina.

El mapa empresarial

El ecosistema solar en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión del sector por volumen acumulado de potencia en desarrollo. A la cabeza se encuentra Enel Green Power Perú, que suma 4.969,6 MW en su portafolio, a partir de proyectos como Rubí III, IV y V, Cuna del Sol, Ruta del Sol, Wayra Solar y Atoi.

Le sigue Kallpa Generación, con 985 MW, impulsados por proyectos como Sunny, Ocoña y San Joaquín. En tercer lugar se ubica Ignis Partners, con 800 MW, distribuidos en desarrollos como Alba Solar, Blanca Solar y Coral. 

También destacan Verano Capital Perú, con 710 MW en distintas fases, y Solarpack, con 611 MW. 

Por su parte, Blaud Energy Perú alcanza los 597,4 MW. Completa el grupo Engie Energía Perú, que totaliza 432 MW con proyectos como Hanaqpampa, Expansión Intipampa y Ruphay.

Además, se destacan iniciativas de compañías como Ibereólica, EDF, Lader Energy, Fénix Power, Viridi RE y Orazul Energy, cuyos proyectos oscilan entre los 30 MW y 300 MW, aportando diversidad tecnológica y regional al panorama de generación fotovoltaica en Perú.

Megaproyectos: el salto hacia escalas industriales

Dentro del universo solar peruano, una docena de proyectos supera los 300 MW, lo cual evidencia una evolución hacia plantas de gran escala con potencial exportador o de abastecimiento regional.

Entre ellos destacan:

• Moquegua – Ibereólica Solar: 675 MW
• Rubí V – Enel Green Power Perú: 662,95 MW
• Quyllur – Enel Generación: 502 MW
• Sumac Nina I – Enel Green Power: 446,8 MW
• Illari – Enel Green Power: 424 MW
• Coral – Ignis Partners: 403 MW
• Valladolid – Oryx Power: 400 MW
  

La presencia de estas centrales demuestra que el país está en condiciones de asumir proyectos de gran escala si se consolidan mejoras regulatorias y condiciones de conexión a red.

La mayoría de los proyectos listados se encuentran en etapa de «En revisión» ante organismos como OSINERGMIN o el MINEM, lo que implica que están en búsqueda de autorizaciones técnicas y viabilidad comercial. En menor medida, algunos figuran como «Aprobados», con cronogramas de entrada en operación previstos hasta 2029.

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La agenda regulatoria del Gobierno de Chile para el segundo semestre de 2025 concentra una serie de iniciativas que preocupan al sector eléctrico, entre ellas, un proyecto de ley para subsidiar las cuentas eléctricas (en debate en el Senado) y el anteproyecto de descarbonización acelerada, anunciado semanas atrás por el presidente Gabriel Boric.

Bajo ese panorama, el director ejecutivo de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, Camilo Charme, advirtió sobre los elementos de la agenda normativa que ponen en jaque el avance técnico, económico y regulatorio de la transición energética del país.

Entre los puntos más controversiales se encuentra el proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos. Desde el gremio, cuestionan profundamente su estructura, de manera que no comparten la filosofía del concepto denominado ‘principio de autocontención de los sectores’ y rechazan que se pretenda cubrir parte del financiamiento de los subsidios mediante utilidades del sector privado o nuevos impuestos. 

A eso se suma la presentación de antecedentes económicos a la Comisión de Minería y Energía del Senado, donde la asociación demostró que, con lo acumulado en las leyes de estabilización anteriores –cerca de USD 80.000.000– más la recaudación del IVA – ronda en USD 80.000.0000- ya sería posible cubrir a los 2.000.000 de hogares beneficiarios sin nuevas intervenciones.

Otro eje que genera alerta es la disposición del proyecto que afecta a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). La norma plantea que estos abastezcan por 500 GWh a una bolsa de energía a precio preferente para MyPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales. 

“No estamos de acuerdo con la modificación de contratos ya suscritos, particularmente respecto a la Bolsa PyME, con la que se suspende la capacidad de ciertos contratos, legítimamente adjudicados por el estado de Chile, para congelar la capacidad de entregar energía y pasarla a otro grupo de empresas”, indicó Charme en diálogo con Energía Estratégica. . 

Por otro lado, recientemente se anunciaron doce proyectos de modificación reglamentaria, pero para la industria eléctrica la atención se centra en tres prioritarios: DS N°125/2017 (reglamentos de coordinación y operación del sistema eléctrico), reglamentación de la Ley de Transición Energética y aquel orientado al DS N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala).

Para Charme, el primero debe reformularse con intervenciones quirúrgicas dado el escaso tiempo que resta de mandato, a fin que la regulación de los sistemas BESS esté bien abordada, cómo se operarán y cuáles serán las señales de precio. Por ello, considera prioritario concentrarse en una redacción reglamentaria robusta y específica, en lugar de avanzar en múltiples áreas sin la profundidad necesaria. 

“Para los reglamentos derivados de la ley de transición energética, es importante que queden claras las reglas para la modificación del artículo N°102, que permite a las empresas de generación proponer  mejoras y ampliaciones de los sistemas de transmisión a su costo y cargo. Está muy bien hasta que el VAT del sistema sea socialmente positivo y en ese momento esas infraestructuras pasen a ser parte de la planificación y se paguen por las reglas dadas de planificación”, apuntó el director ejecutivo.

Mientras que a nivel de generación distribuida, planteó que los sistemas medianos deben mejorar su integración operacional, pasando del autodespacho a un régimen de despacho centralizado, lo que implicaría inversiones en sistemas de comunicación y monitoreo, y una adecuación a estándares de eficiencia y seguridad bajo “principio de igualdad” ante la ley para todos los generadores.

Además, el especialista cuestionó la continuidad del precio estabilizado como incentivo. “Cuando los PMGD eran un porcentaje menor y no tenían capacidad de contratación, se entendía el incentivo, pero hoy en día sí tienen capacidad de contratación. Lo más sano es una vía para regularizar su situación y entren a los sistemas de contrato, ya sea para clientes regulados, clientes libres o venta de energía en el mercado spot”. 

Anteproyecto de ley para la descarbonización acelerada

El quinto eje crítico identificado por Generadoras de Chile es el anteproyecto de ley de descarbonización acelerada, anunciado recientemente por el presidente Gabriel Boric, que busca adelantar el retiro de generación a carbón al año 2035, o incluso antes. 

“Uno se pregunta por qué en Chile seguiremos insistiendo en el concepto de acelerar la descarbonización, cuando el país tiene más del 70% de sus fuentes de energías renovables, además que un tercio de las centrales a carbón ya han sido retiradas y que para el 2026 se espera que la proporción ascienda a dos tercios”, sostuvo.  

Desde la perspectiva del gremio, la transición energética ha cumplido ampliamente sus objetivos de penetración renovable y diversificación tecnológica, pero ha dejado rezagadas las condiciones de seguridad operativa del sistema eléctrico.

“Lo que necesitamos es analizar qué tecnología nos permite sacar máquinas rotativas para darle seguridad de condiciones de inercia y control de frecuencia al sistema”, enfatizó Charme, a la par que criticó la falta de señales claras sobre las tecnologías que cumplirán esa función de respaldo y sobre los esquemas de mercado que permitirán su inserción. 

“El anteproyecto de ley tiene mucho voluntarismo y poco análisis concreto de la realidad actual de Chile. Sumado a que el Gobierno quiere presentarlo en julio ante el Congreso para aprobar en octubre y el sistema chileno no debe correr el riesgo de aprobar un PdL en tres meses, hecho que nunca ocurrió”, añadió.

En consecuencia, el sector eléctrico chileno se enfrenta así a una agenda normativa ambiciosa pero riesgosa, donde el equilibrio entre la aceleración del cambio y la solidez técnica y jurídica del marco regulatorio será decisivo para garantizar la sostenibilidad de las renovables en el mediano y largo plazo.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reveló que la regulación de sistemas de almacenamiento y plantas reversibles se publicará durante el transcurso del presente año, a fin de lograr un mayor desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país.

Así lo confirmó Daniel Cardoso Danna, director de ANEEL, durante la audiencia pública de la Cámara de Diputados sobre la inserción de sistemas de almacenamiento de energía en la red. 

“El reglamento abordará el acceso y uso de la red en forma de contratos y montos, cómo se insertan los sistemas de almacenamiento en la matriz, el pronóstico normativo, remuneración, posibilidad de ingresos. Es decir, las directrices reglamentarias para situaciones futuras, como las subastas de capacidad y las subastas de sistemas aislados”, aclaró. 

“El estándar de la directriz de subastas es muy importante, o al menos para brindar seguridad en relación con estos próximos pasos”, agregó. 

Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, por lo que ANEEL aún analiza todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.

Además, habrá una segunda ronda de debate tras la aprobación de los resultados enfocada en el tratamiento regulatorio de los sistemas BESS y centrales reversibles como activos de la red de transmisión y distribución y cómo esos proyectos pueden mitigar restricciones del sistema eléctrico nacional.

Mientras que la tercera ronda prevista estará dedicada a los proyectos como servicios auxiliares, y se prevé que todas las fases concluyan hacia el año 2028. 

De todos modos, es preciso rememorar que, recientemente, diversas asociaciones de Brasil alertaron por la demora de la subasta de almacenamiento mediante una carta enviada al Ministerio de Minas y Energía.

El documento enfatiza que la subasta no depende de la publicación del reglamento de baterías, que actualmente está siendo analizado por la ANEEL, sino que consideran que las baterías ya están listas para suministrar nueva energía al sistema con un menor costo total para el consumidor y evitar vertimientos renovables.

Esto no significa que no se requiera una normativa para regular los sistemas BESS en sus diversas aplicaciones, sino que se remarca la relevancia de realizar la “LRCAP Almacenamiento” en un plazo acorde a los compromisos de desarrollo sostenible del país. 

Incluso, se vislumbra que la subasta de baterías tenga como objetivo el inicio de suministro el 1 de julio de 2029, con contratos PPA por un plazo de 10 años mediante sistemas BESS de, al menos, 30 MW de potencia y con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas.

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Tras 29 años de trayectoria dedicada a impulsar la energía eólica en el país, la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) anuncia su transformación en una nueva entidad con alcance ampliado y visión integradora: la Alianza Argentina para la Transición Energética (ALTEA).

Este paso adelante representa una evolución natural del trabajo iniciado por el Prof. Dr. Erico Spinadel, fundador y referente indiscutido del desarrollo eólico en Argentina, cuya visión ética, innovadora y colaborativa continúa iluminando nuestro rumbo.

La decisión responde a la convicción de que la transición energética es hoy un desafío transversal, que requiere actuar de manera articulada sobre tres pilares fundamentales: energía, gas y transporte. Esta transformación institucional permite ampliar la misión, profundizar el impacto y fortalecer el rol de Argentina como protagonista en la construcción de un modelo energético sostenible, justo y competitivo.

Una nueva identidad para un desafío mayor

La Alianza Argentina para la Transición Energética nace con el propósito central de impulsar la transición energética integral de la Argentina, promoviendo el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados, y fomentando activamente la desfosilización del carbono mediante la valorización del CO2 biogénico, con el objetivo de avanzar hacia una economía neutra en emisiones.

Basado en un enfoque sustentado en tres pilares, la misión de ALTEA se estructura sobre tres ejes estratégicos que constituyen la base de la transición energética moderna:

• Energía: Impulsar la electrificación renovable y la descarbonización de la matriz eléctrica a través de fuentes limpias como la solar, la eólica y el almacenamiento inteligente.
• Gas: Promover la transformación del gas natural mediante el desarrollo de gases renovables, la captura y reutilización de CO₂ biogénico, y su integración con vectores como el hidrógeno.
• Transporte: Acelerar la reconversión de la movilidad, apostando a la electromovilidad, los biocombustibles avanzados y los combustibles sintéticos, como el metanol verde, producido a partir de hidrógeno verde y CO₂ biogénico proveniente de fuentes sostenibles (residuos agrícolas, plantas de celulosa, bioetanol, entre otros).

Con una visión de futuro para Argentina y la región, ALTEA se proyecta como una organización de referencia regional, con la visión de posicionar a Argentina como un polo estratégico de producción, innovación y exportación de:

• Hidrógeno verde,
• Combustibles sintéticos desfosilizados,
• Tecnologías limpias que integren carbono biogénico capturado de procesos industriales sostenibles.

ALTEA busca contribuir a la descarbonización global, al desarrollo económico sustentable, a la inclusión social y a la seguridad energética nacional, con una mirada integral de economía circular y carbono neutral.

Valores que inspiran

Esta nueva etapa se funda en principios sólidos que reflejan la identidad institucional y los valores que inspiran a ALTEA:

• Sostenibilidad: Fomentamos soluciones que sustituyan el carbono fósil por carbono renovable, priorizando el aprovechamiento del CO₂ biogénico.
• Innovación: Impulsamos el desarrollo de tecnologías como la electrólisis, la captura y valorización de CO2, y nuevas formas de almacenamiento y distribución.
• Colaboración: Articulamos esfuerzos entre el sector público, privado, la academia y actores internacionales.
• Transparencia: Actuamos con ética, claridad y responsabilidad institucional.
• Inclusión y desarrollo social: Apostamos al empleo verde, la formación técnica y el acceso equitativo a energía limpia.
• Liderazgo: Ejercicio de un rol activo y transformador en el escenario energético argentino.
• Responsabilidad: Gestión los recursos naturales con eficiencia y visión de largo plazo, promoviendo un sistema energético desfosilizado y justo.

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Tras el reciente y exitoso FES Iberia en la ciudad de Madrid, España, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, se prepara para culminar su gira 2025 con cumbres clave sobre Brasil, Perú, Colombia y Chile.

La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos sucesos esenciales para avanzar en su transición energética con baterías, proyectos eólicos offshore y más subastas de largo plazo.

El encuentro virtual FES Brasil será de vital relevancia para conocer las expectativas sobre la subasta de reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, las concesiones para proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Esta primera edición de FES Perú se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

Dicha propuesta contempla la posibilidad de suministro sólo de energía y modalidades de contratación por bloques horarios, por lo que podría dar paso a más contratos renovables en Perú y marcar un punto de inflexión para una mayor competencia y eficiencia.

Tras FES Perú, Future Energy Summit viajará a Colombia los días 21 y 22 de octubre en la ciudad de Bogotá, para un evento que reunirá ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.

La quinta edición de FES Colombia se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar las solicitudes de puntos de conexión en el país; la par que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio inicio al proceso para convocar a una nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años. 

Entre los temas más relevantes se destaca el auge de sistemas de baterías con más 14 de GW de proyectos BESS en fase de calificación, el incremento de la participación de las energías limpias (más de más del 70% de la capacidad proviene de fuentes renovables), la aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh (la adjudicación está prevista para el 28 de octubre).

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Además, el país aguarda por los debates legislativos en torno al proyecto de ley de subsidios eléctricos, el frenado proyecto de “ley de cuotas” que aumenta de forma paulatina la meta porcentual de ERNC y el recientemente anunciado anteproyecto para acelerar la descarbonización al 2035 o antes; como también lo que suceda con la tramitación de 12 reglamentos sectoriales en los próximos meses, entre ellos la modificación de los DS N°125/2017 (coordinación y operación del sistema) y N°88/2019 (medios de generación de pequeña escala). 

Los encuentros mencionados no sólo cerrarán la gira 2025 de FES, sino que allí se debatirán sobre las oportunidades en los diferentes mercados, con sus respectivos esquemas de contratación y próximas licitaciones. Sumado a que serán espacio para que líderes de los ámbitos público y privado de la región evalúen la realidad de la transición energética y extiendan anuncios exclusivos para el sector.

Cabe destacar que, además de los salones de conferencias donde se impulsa el debate, FES contará con espacios exclusivos de networking ideales para explorar sinergias y nuevos negocios en los que pueden participar las empresas y entidades que asistan.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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Honduras se encamina hacia un hito energético con la convocatoria de la Licitación Pública Internacional LPI 100 010/2021, orientada a contratar hasta 1500 MW de capacidad más el margen de reserva del 10% y energía eléctrica para la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

El proceso se realizará mediante un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas que será aplicado por primera vez en el país y que permitirá competir simultáneamente a todas las tecnologías, tanto renovables como no renovables, en condiciones de igualdad. 

A cargo del diseño metodológico se encuentra la consultora Quantum América, con experiencia previa en los procesos de subastas de Guatemala y Panamá, la cual también llevó adelante una capacitación junto a la ENEE para todo el sector, a fin de brindar un acercamiento a todos los generadores.

“No fue solamente una capacitación sobre la metodología de subasta de rondas sucesivas inversas, sino también, sobre el modelo matemático Optime, que se utiliza en otros países, con el foco en capacitar a los actores del mercado sobre el funcionamiento del mismo para entender como será la adjudicación”, indicó Julián Nobrega, gerente de proyectos de Quantum América, en diálogo con Energía Estratégica.. 

El proceso será totalmente abierto, público e internacional, y se ejecutará en una única jornada, donde las ofertas serán recibidas, evaluadas y adjudicadas en tiempo real en un salón común. 

El modelo Optime ya fue probado con éxito en otras jurisdicciones de América Latina, pero ahora incorpora adaptaciones específicas al sistema eléctrico de Honduras y a las bases de la licitación, con ciertos cambios, donde se puede destacar como principal, la incorporación de una matriz de nodos.

“Para evitar que los proyectos se terminen adjudicando en nodos donde finalmente no podrán inyectar energía, se incorpora una matriz de nodo con restricciones de potencia a inyectar para que sean considerados en el momento de la subasta”, explicó Nobrega

«Todas las tecnologías competirán a la vez, en el mismo cubrimiento de la demanda, cada uno con su precio, perfil y contrato, con el objetivo de minimizar el costo total de compra; cada tecnología cubrirá la parte de la curva de demanda donde sea más competitiva”, agregó.

En este contexto, la licitación exigirá que las ofertas provengan de centrales nuevas, ya sean renovables o no, y que utilicen componentes de última tecnología y fabricación reciente. En el caso de las fuentes renovables variables, como solar o eólica, se requerirá sistemas de almacenamiento energético que garanticen la entrega de potencia firme sostenida en el tiempo.

Los proyectos podrán ubicarse en cualquier región del país, pero deberán estar dentro de los nodos habilitados por la ENEE. Y en caso de que un oferente proponga un nodo no incluido en el listado oficial, se realizará una nueva evaluación técnica por parte del Centro Nacional de Despacho (CND), que determinará la viabilidad de adjudicar, reasignar el nodo o descalificar la oferta.

Expectativas y próximos pasos

Quantum America participará activamente en dos instancias de simulación del proceso licitatorio, previstas para noviembre de 2025 y enero de 2026, que permitirán a las empresas familiarizarse con la dinámica de la subasta y afinar sus propuestas antes de la presentación formal.

Además, la consultora trabaja en una adenda al pliego para incorporar ajustes técnicos que contemplen todas las posibles variables. “Ya detectamos la necesidad de realizar algunos cambios puntuales en la adenda. Es decir, afinar las bases de licitación”, confirmó el gerente de proyectos de la compañía.

Aunque el modelo es nuevo en el país, Nobrega anticipó que será un proceso competitivo y que se podrían adjudicar buenos precios para el total de energía y potencia que se subastará. 

“Todavía las condiciones no son las mismas que Guatemala y por tanto podrían no ser los mismos resultados de precios, ya que es una metodología nueva para el sector hondureño, pero el modelo sí fue muy bien recibido por todos los organismos y habrá mucho interés del sector”, subrayó el especialista. 

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AES Argentina ha seleccionado por primera vez a Vestas para el desarrollo de los parques eólicos Vientos Bonaerenses III y IV, ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Tornquist, en la provincia de Buenos Aires. Este acuerdo marca la primera colaboración entre ambas compañías en Argentina, en línea con su compromiso compartido con la transición energética.

Bajo este contrato, Vestas será responsable de la provisión e instalación de 16 turbinas modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros, que aportarán una capacidad instalada total de más de 102,4 MW, y permitirán duplicar la capacidad actual del complejo. El inicio de las obras civiles y eléctricas está previsto para los próximos meses, y la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se proyecta para el cuarto trimestre de 2026. Una vez finalizada la construcción, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento de los parques por un período de 10 años, bajo un contrato de servicios AOM 5000, que garantiza los más altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

AES Argentina anunció recientemente que este nuevo desarrollo implicará una inversión de aproximadamente US$ 150 millones y generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de construcción, impulsando el desarrollo productivo local y fortaleciendo el crecimiento energético de la región.

“Estamos muy orgullosos de que AES Argentina nos haya elegido su socio estratégico para este proyecto emblemático. Esta primera colaboración entre ambas empresas en el país refuerza la posición de Vestas como referente en soluciones eólicas de alto rendimiento, adaptadas a las necesidades del mercado local y con un enfoque en la creación de valor sostenible a largo plazo. En Vestas, combinamos tecnología de vanguardia, una cadena de suministro robusta, presencia local consolidada y décadas de experiencia en instalación, operación y mantenimiento de parques eólicos. Pero, sobre todo, nos enfocamos en entender a fondo los objetivos de nuestros clientes para diseñar soluciones a medida que los ayuden a alcanzar sus metas de negocio, acelerando al mismo tiempo la transición hacia un sistema energético más limpio, resiliente y sostenible”, dijo Andrés Gismondi, country head de Vestas Argentina y vicepresidente de negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

Con una presencia consolidada en Argentina desde hace más de 30 años, Vestas ha instalado más de 2.560 MW en el país y continúa expandiendo su contribución al desarrollo de energías limpias.

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Solis, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes del mundo, ha obtenido la certificación del Sistema de Gestión de Seguridad de la Información ISO/IEC 27001:2022 por parte de TÜV Süd, organismo de pruebas y certificación de renombre y confianza a nivel mundial. Esta noticia marca un hito en la misión de Solis de ofrecer no solo tecnología de clase mundial, sino también soluciones digitales seguras y preparadas para el futuro para sus clientes.

Con los sistemas de energía inteligente cada vez más conectados, la ciberseguridad se ha convertido en una prioridad para distribuidores, instaladores y usuarios finales por igual. Esta certificación, reconocida internacionalmente como el estándar de oro en seguridad de la información, refuerza el compromiso de Solis de proteger a las personas que confían en sus productos y servicios.

“Es más que un distintivo, es un compromiso”, comentó Jimmy Wang, CEO de Solis.

“Estamos orgullosos de ofrecer productos confiables, pero hoy, la confiabilidad también significa proteger los datos de los usuarios, las plataformas en la nube y los dispositivos conectados. Obtener la ISO 27001 demuestra a nuestros socios y clientes que asumimos esta responsabilidad con seriedad, especialmente mientras continuamos expandiendo nuestros servicios de monitoreo de energía y funciones de control inteligente de energía a nivel global. Queremos que nuestros clientes tengan la certeza de que Solis es una marca en la que pueden confiar», agregó.

Este hito se suma al sólido historial de Solis en calidad y cumplimiento. La compañía cuenta con una amplia gama de certificaciones internacionales, incluyendo:

• Regulación de ciberseguridad PSTI del Reino Unido
• Prácticas de protección de datos alineadas con GDPR en la plataforma SolisCloud
• Aprobaciones de seguridad de producto CE, UKCA y VDE
• Cumplimiento de red en los principales mercados globales
• IEC 61727 e IEC 62116 – Conexión y operación en red
• IEC 62109-1 e IEC 62109-2 – Normas de seguridad para inversores fotovoltaicos

La certificación ISO 27001 resalta la dedicación de Solis a liderar en seguridad de la información, un aspecto especialmente crítico para SolisCloud, la plataforma de monitoreo de energía de la compañía. Con la introducción de nuevas funciones como el control con IA y la gestión automática de energía, Solis asegurará que estas actualizaciones cuenten con una protección de datos confiable. La empresa continuará colaborando estrechamente con reguladores, organismos de prueba y socios para mantener los más altos estándares de seguridad. A medida que el panorama energético se digitaliza cada vez más, Solis garantiza que la innovación no se logre a costa de la seguridad de sus clientes.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) hace parte del nuevo Comité Técnico Interinstitucional, anunciado por el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, el cual, estará liderado por este Ministerio y del que también hace parte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), esto con el fin de llevar a cabo la construcción de una nueva Resolución que promueva una mayor eficiencia, eficacia y desarrollo en los procesos de solicitudes de puntos de conexión del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Con esta nueva Resolución, el gobierno nacional busca actualizar el marco normativo vigente y realizar las mejoras necesarias al régimen actual, con el propósito de incorporar las lecciones aprendidas y fortalecer las disposiciones, procedimientos y lineamientos de política pública para la asignación de capacidad de transporte a generadores en el país.

“Buscamos la materialización de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, a través de la redistribución de la capacidad de potencia que hoy está asignada a proyectos que no han avanzado en su implementación, para reasignarla a quienes están listos para avanzar en esta, y así, contar con un sistema eléctrico fortalecido, competitivo y sostenible que beneficie a todos los colombianos, apalancado en la entrada de más proyectos de energía renovable para una transición energética segura y confiable”, destacó Manuel Peña Suárez, director de la UPME.

Asimismo, desde la UPME se está robusteciendo la Ventanilla Única de trámites y servicios, para que, desde esta plataforma, se de mayor claridad y orden a las solicitudes de conexión, y unificando los procesos que se derivan en respuestas más oportunas para los desarrolladores.

Por otra parte, se busca asegurar que los recursos disponibles en la asignación de capacidad de transporte en el SIN, se utilicen de manera óptima y que los proyectos de generación cumplan con los requisitos necesarios para su conexión al sistema eléctrico nacional.

Este esfuerzo interinstitucional responde a la necesidad de contar con una regulación más robusta, alineada con los desafíos del sector energético y orientada a garantizar un desarrollo sostenible, competitivo y confiable del sistema eléctrico nacional para todos los colombianos.

El proyecto normativo estará disponible para comentarios y observaciones de la ciudadanía a finales de julio de 2025, mediante los canales oficiales del Ministerio de Minas y Energía.

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El consumo de energía eléctrica en Argentina alcanzó un nuevo récord para el invierno de 28119 MW a las 20:36 hs del martes 1 de julio, en el marco de la ola de frío que afecta a todo el país. Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), se trata del mayor pico de demanda registrado en un día hábil.

Las temperaturas extremas se registraron en las 23 provincias argentinas y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Durante el fin de semana se produjeron nevadas inusuales en distintos puntos del país y Buenos Aires experimentó su temperatura más baja desde 1991. Estas condiciones climáticas posicionaron a Argentina entre los lugares más fríos del planeta en esos días.

Ante este escenario, algunas distribuidoras socias de Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) implementaron acciones preventivas para preservar la seguridad del sistema y asegurar el abastecimiento a la demanda residencial. El sistema eléctrico argentino funciona con el compromiso diario de más de 60 mil colaboradores, dedicados a garantizar el suministro las 24 horas, los 365 días del año.

ADEERA—presente en todo el país— acompaña a los usuarios con información y herramientas para fomentar un uso más inteligente de la energía. Elegir adecuadamente cómo calefaccionar los espacios no solo tiene impacto en la factura eléctrica, sino también en el ambiente y en la calidad de vida.

Frente al pronóstico de bajas temperaturas para esta semana en gran parte del país, es clave incorporar hábitos de consumo eficiente: contribuyen a aliviar la red, reducen el riesgo de contingencias y benefician a toda la comunidad.

La eficiencia energética es una herramienta transversal que puede adaptarse a cada realidad local para que todas las personas accedan a una energía segura, continua y sustentable.

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La licitación abierta PEG-5 de 1400 MW promete ser la más grande y sostenible de Guatemala, por lo que hay altas expectativas ya que habrá un prevé oferta firme eficiente y una franja dedicada a proyectos renovables para asegurar el suministro a los usuarios finales.

Por primera vez en la historia del país, un proceso de contratación a gran escala contemplará la incorporación de tecnologías de almacenamiento con baterías como obligación, marcando el inicio de una nueva etapa para el sistema eléctrico nacional. 

“La licitación PEG-5 marcará un punto de inflexión en el desarrollo y en la historia de Guatemala. Para la licitación PEG-5 del 2025, se da la gran oportunidad para adjudicar proyectos de baterías, considerando que tuvieron saltos tecnológicos importantes en muy poco tiempo”, aseguró Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia.

Se trata de una convocatoria que, por su magnitud, tendrá un impacto sin precedentes. Según explica el ejecutivo, más del 60% de la energía que se consume en el país será licitada, lo cual representa una apuesta ambiciosa por transformar el sector desde múltiples dimensiones: reducción de emisiones, atracción de inversión privada y estabilidad en los precios para los usuarios.

Energuate, con más de 2.600.000 clientes y un crecimiento anual de aproximadamente 150.000 nuevos usuarios, será una de las dos distribuidoras responsables de adjudicar los contratos de compraventa de energía (PPA) resultantes de la PEG-5. 

Este rol estratégico convierte a la compañía en un actor clave para asegurar que los proyectos adjudicados respondan a las necesidades actuales y futuras del sistema eléctrico.

Carranza destacó que la introducción de baterías en la licitación no habría sido posible sin antes haber consolidado una regulación específica que respaldara la metodología de cómo se remunerará el servicio stand alone como servicio complementario o como una remuneración que vaya acompañada de generación renovable, a fin de integrar soluciones tecnológicas que hace apenas unos años no encontraban condiciones de mercado sostenibles para operar.

Ese contexto de certidumbre financiera será determinante para la próxima ronda, cuyo fallo está previsto para principios de 2026. Mientras que las centrales adjudicadas comenzarán a operar comercialmente entre 2030 y 2033.

La adjudicación será bajo contratos de diferencias con curva de carga, opción de compra de energía y energía generada, según lo establecido por la Norma de Coordinación Comercial N° 13 del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), y los PPA se extenderán hasta por 15 años, a partir del 1 de mayo del año de suministro.

Ventura en FES Iberia: “La licitación PEG-5 marcará el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala”

En relación con los precios esperados, Carranza prefirió no dar un precio exacto, pero sí planteó que la referencia es de 35 – 40 USD/MWh, valores que rondaron en la anterior licitación abierta PEG. Sin embargo, advirtió que, debido a la actual dependencia del país de los hidrocarburos, el análisis de precios no puede limitarse únicamente a la tecnología licitada. 

“No sólo veremos el precio de la tecnología propia, sino de la que reemplazará”, señaló, aludiendo al rol de las fuentes sustitutas en la formación de precios de largo plazo y el reemplazo de fuentes más costosas. 

“Además, ante el incremento de la demanda, se deben considerar estrategias distintas para cubrir ese crecimiento, tanto histórica sino distinto, ya que el país se está industrializando y se tendrá un consumo diferente en el horario diurno respecto al nocturno que habitualmente había en el pasado”, apuntó Carranza.

La entrada Carranza de Energuate: “La licitación PEG-5 marcará un punto de inflexión en la historia eléctrica de Guatemala” se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina prorrogó, por tercera vez, la licitación AlmaGBA, que tiene como objetivo adjudicar 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur. La nueva fecha para presentar las ofertas será el 15 de julio, mientras que la apertura de sobres económicos se realizará el 19 de agosto, con adjudicación prevista para el 29/8. 

Desde el sector privado, la medida es vista como una oportunidad para analizar posibles medidas y propuestas que permitan bajar los costos de los proyectos y lograr una licitación aún más competitiva. 

“Sería oportuno que se trabaje en esquemas que permitan mejorar la rentabilidad de estos proyectos, ya sea vía reduccion de aranceles de importación, u otras medidas similares que vuelvan más competitiva esta tecnología. Tratandose de una tecnología nueva, y al ser la primera licitación en el país, entendemos que se esta trabajado sobre la marcha con la estructuración de proyectos y politicas al respecto. 

“Los aranceles de importación representan cerca de 3 puntos de TIR, por lo el impacto es muy grande. Considerando que se trabaja con un esquema de precio máximo, el riesgo es que la relación costos/precio no resulte lo suficientemente atractiva. Pero si se eliminan esas cuestiones impositivas las ofertas serían más abundantes y competitivas.”, recomendó Diego Werner, director técnico de Aires Renewables, en diálogo con Energía Estratégica.

Es clave que se empiecen a adoptar estas tecnologías lo antes posible. Vemos que las ampliaciones al sistema de transporte son muy lentas y costosas. Ahí los BESS podrían actuar de puente hasta que el país tenga condiciones macroeconómicas para la expansión del SADI en condiciones competitivas. Así se está implementando en muchos países, habilitando al crecimiento del sector, tanto en generación como en demanda, y con una mejora de calidad de energía.”

Además, sostuvo que, de realizarse con éxito la vigente convocatoria AlmaGBA, podría replicarse en otras provincias del país con capacidad de absorber estos modelos contractuales, como por ejemplo en provincias con distribuidoras fuertes y sólidas que puedan ser off takers.

En paralelo, Aires Renewables alertó que persisten incertidumbres técnicas y contractuales que podrían afectar la bancabilidad de los proyectos. Si bien las últimas circulares introdujeron mejoras clave, como la eliminación del límite de 12 meses a la Garantía de Última Instancia, la reducción de responsabilidades del vendedor ante siniestros y la inclusión de remuneración ante ciertos casos de rescisión unilateral, aún quedan puntos grises por resolver.

En lo técnico, uno de los elementos dudosos es la exigencia de un máximo de 180 ciclos anuales. “Se entiende que aquí se quiso poner un límite a la degradación de los equipos. Sin embargo, las baterías también requieren un ciclado mínimo para mantener su estado de salud, por lo que sería oportuno establecer una frecuencia mínima de ciclado.”, explicó Werner, aludiendo a que la falta de claridad sobre cómo se distribuyen los ciclos durante el año agrega más incertidumbre al diseño operativo. Esta falta de definiciones también tiene impacto en la curva de degradación, lo que a su vez puede afectar los precios. Y aunque se espera que las decisiones se tomen de buena fe, aún no hay documentación contractual que lo respalde de forma precisa.

Existen otros puntos de menor impacto, pero que podrían ayudar a mejorar la competitividad de los proyectos. Un ejemplo es la prestación de servicios de reserva de corto plazo del MEM: el pliego licitatorio permite a los proyectos participar de estos servicios y percibir por ello remuneraciones adicionales al contrato. Sin embargo, al no existir claridad sobre cuánto se podría obtener por estos medios, los proyectos no están pudiendo valorizar esto como un ingreso extra.  

Garantías: el desafío pendiente

Uno de los puntos más relevantes para asegurar el éxito de la licitación es el esquema de garantías. Aunque se han incorporado mejoras, desde Aires Renewables insisten en que se necesita una estructura más robusta. 

“Lo ideal sería una garantía similar a la triple garantía implementada en el Programa RenovAr”, expresó el director técnico de la compañía. Y cabe recordar que las rodas de dicha licitación pública contó con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial. “La garantía vigente solamente cubre el caso en el que el pago no se dé por imposibilidad de realizar el pass-through a tarifa, mientras que antes se garantizaba la falta de pago independientemente del motivo”

El ejecutivo subrayó que una cobertura de este tipo es decisiva para atraer inversiones externas y garantizar que los proyectos sean financiables: “Lograr hacer que la licitación tenga una garantía extranjera, aunque se pague, es ideal y fue uno de los grandes éxitos de RenovAr”.

En su visión, las condiciones contractuales deben converger hacia un modelo que brinde certeza a largo plazo. Por lo que desde el sector esperan que las próximas semanas permitan cerrar estos pendientes para que AlmaGBA no solo sea adjudicada, sino también bancable y ejecutada con éxito.

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Con un 50% de su planificación 2025 ya ejecutada, Solis acelera su estrategia para Latinoamérica centrando sus esfuerzos en dos pilares: formación técnica intensiva y lanzamiento de inversores híbridos de última generación.

Durante su participación en el ciclo de entrevistas Leaders de Energía Estratégica, el Chief Technology Officer (CTO) para Latinoamérica de Solis, Sergio Rodríguez Moncada, señaló: “Vemos una necesidad muy palpable en torno a las buenas prácticas, y en consecuencia, seguiremos visitando todos los países de la región para capacitar a nuestros clientes, de forma presencial y virtual”.

A la fecha, la empresa concretó múltiples jornadas de formación en colaboración con marcas como TrinaSolar, S-5!, Longi y Pylontech, bajo el programa Smart Solar Tour 2025, con foco en el entrenamiento sobre instalación correcta de equipos. “Todos los días vemos fallas que manchan la reputación de las marcas. Un gran porcentaje de los problemas proviene de una instalación deficiente”, subrayó Rodríguez Moncada.

Formación como prioridad estratégica

La transferencia de conocimiento técnico se ha vuelto un eje estructural de Solis en la región. Según el CTO, esta apuesta responde al crecimiento de tecnologías más sofisticadas y a la necesidad de elevar el estándar de instalación. “La transición energética no ocurre sólo en los foros; se da en cada inversor, en cada batería y en cada panel bien instalado”, afirmó.

El ejecutivo también advierte sobre el alto costo que implican las fallas en campo. “Son errores que afectan a toda la cadena de valor: fabricantes, integradores y clientes finales”, destacó, y por ello invitó a instaladores e integradores a aprovechar tanto las instancias presenciales como los encuentros en línea que promueve la empresa.

Regionalización e integración con socios

El Smart Solar Tour 2025, que ya pasó por países como Ecuador, El Salvador, Guatemala y Jamaica, tuvo su jornada más reciente en Buenos Aires. En ese marco, Solis articuló acciones junto a TrinaSolar y S-5! para ofrecer un paquete integrado de soluciones. “Nos complementamos muy bien; incluso si un cliente no conoce una marca, puede llegar por interés en otra y llevarse un sistema completo”, comentó Rodríguez Moncada.

Si bien México sigue siendo un hub central, el CTO destaca el crecimiento de mercados como República Dominicana, Colombia, Chile y, especialmente, Argentina, donde se reactivo el interés por la fotovoltaica, según explica el especialista. En todos estos países, Solis detecta condiciones propicias para avanzar con su estrategia. 

Tecnología híbrida: el foco del portafolio

Además de la capacitación, el segundo gran eje de crecimiento es el desarrollo de una nueva gama de inversores híbridos. “Este año, el enfoque principal son los sistemas híbridos que combinan baterías, fotovoltaico y generador. Los llamamos Solarator”, explica Rodríguez Moncada.

La línea incluye inversores de 30, 50 y 125 kilowatts, con integración de sistemas de gestión energética (EMS) y gestión de baterías (BMS). Los mismos permiten conectarse a sistemas fotovoltaicos existentes para formar microredes. “El modelo de 125 kilowatts es hoy el más potente del mercado en esta categoría”, señala.

Estos equipos están pensados especialmente para el segmento comercial-industrial, cubriendo un nicho entre sistemas pequeños y grandes contenedores BESS de varios megas. “Vimos un espacio en el mercado y lo estamos abordando con soluciones flexibles y todo en uno”, explicó el ejecutivo.

Digitalización e inteligencia artificial: una hoja de ruta clara

Solis también proyecta incorporar inteligencia artificial (IA) en sus sistemas de gestión energética, especialmente en contextos con tarifas dinámicas, como ocurre en Europa. “La IA permitirá optimizar el consumo, cargar baterías cuando la tarifa es baja y usarlas cuando es alta. Es una forma inteligente de gestionar el mercado eléctrico con energía solar”, explicó Rodríguez Moncada.

Si bien Latinoamérica aún no adopta regulaciones tarifarias complejas, los equipos ya vienen preparados con programación horaria y funcionalidades que permitirán aplicar estos esquemas en el futuro y gestionar horarios de carga y descarga.

La compañía también trabaja en algoritmos para pronosticar generación en función del clima, un desarrollo que está en fase avanzada en China.

El objetivo de Solis en la región es claro: fortalecer un ecosistema técnico preparado para implementar soluciones confiables. “Hay mucho conocimiento disponible y es fundamental aprovecharlo en un sector que evoluciona constantemente”, concluyó el CTO de Solis.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile rechazó la aplicación del dominado cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas), que preveía que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos. 

La propuesta impulsada por el ministro de Energía, Diego Pardow, tuvo tres votos negativos (senadores Rafael Prohens, Luz Ebensperfer y Rodrigo Galilea) y dos a favor (legisladores Juan Luis Castro y Yasna Provoste).  

Esta negativa se dio a pesar que el Poder Ejecutivo redujo los montos del cargo de $1,8 x kWh a $0,5 x kWh y que propuso un tope anual de recursos $250.000 millones en 2025 y $260.000 millones en 2026 y $135.000 millones para 2027).

Es decir que los legisladores siguieron la línea crítica del sector renovable de Chile, que consideraban a la iniciativa del cargo FET como un “grave” problema regulatorio y constitucional, acusando que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo del sector. 

Incluso, el impacto directo del gravamen del Fondo de Estabilización de Tarifa para los ingresos de los Pequeños Medios de Generación Distribuida fue uno de los argumentos más repetidos por las asociaciones del sector a lo largo de diversas sesiones en el Congreso.

A ello se debe añadir que, en anteriores sesiones, el Senado también rechazó la rebaja de la sobretasa transitoria al impuesto verde a las empresas por sus emisiones de carbono (se proponía bajar de USD 5 a USD 3). 

Como consecuencia, la Comisión de Minería y Energía del Senado aprobó la ampliación del subsidio eléctrico solo con el denominado pilar de financiamiento fiscal, que contempla la utilización de recursos correspondientes a la mayor recaudación de IVA neto originado por el alza de tarifas eléctricas.

Y si bien el proyecto de ley se quedó sin uno de sus principales pilares, desde el gobierno anticiparon que persistirán que el sector privado aporte un determinado monto para subvencionar las tarifas. 

“La única manera que tenemos de implementar y financiar la expansión del subsidio mediante un mecanismo mixto, es a través del cargo FET”, afirmó el ministro de Energía, Diego Pardow durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Como Ejecutivo seguiremos insistiendo en un financiamiento mixto, donde una parte de la expansión de este subsidio sea asumida por el fisco, pero otra parte por las empresas eléctricas”, agregó a través de un comunicado. 

Por lo que el proyecto de ley avanzó en su tramitación a la Comisión de Hacienda del Senado, y se puede esperar que el Ministerio de Energía nuevamente reponga el gravamen a los PMGD, siempre y cuando se abra un plazo de indicaciones en dicha comisión. 

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Las generadoras eléctricas a partir de energías renovables podrán demostrar su competitividad en la Licitación Abierta PEG-5-2025 de Guatemala, que ofrece contratos para cubrir los requerimientos de potencia y energía de distribuidoras a partir del 1 de mayo de 2030.

En la Resolución CNEE-108-2025 de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala, donde se establecen las bases y el manual para la evaluación económica, se da cuenta de que habrá facilidad de participación de proyectos con factores de emisión CO2 menores o iguales a los del gas natural.

Las Bases de este proceso de selección reconoce específicamente que podrán participar bioenergías, hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas y solares, considerando que pueden combinarse entre sí o con otros recursos no renovables; define claramente los tipos de contrato aplicables y la metodología para la evaluación económica de sus precios.

En líneas generales, la contratación se estructura en un bloque base y un bloque complementario para la potencia garantizada y la energía asociada, pudiendo acceder a distintos tipos de contratos en cada cual. Para las plantas de generación que incluyen renovables, se anticipa que el tipo de adjudicación a la que podrán acceder puede ser una combinación de Contratos por Diferencias con Curva de Carga o el Contrato de Opción de Compra de Energía.

Todo esto abre un gran panorama para inversiones de largo plazo con energías renovables. Respecto a los tiempos de contratación, aquellas que estén en operación o que realicen inversiones adicionales (incluyendo aquellas con combinación de fuentes renovables o renovables y no renovables) podrán ser adjudicadas por un plazo de 15 años. Pero, si no ofrecen inversiones adicionales, el plazo máximo de contrato será de 5 años.

Regla de subasta, puja de precios y evaluación económica

La evaluación económica de las ofertas se realiza mediante un mecanismo de subasta inversa por rondas sucesivas. El objetivo de este proceso es impulsar a los proponentes a realizar ajustes en sus ofertas para minimizar el costo total de compra de potencia y energía a las distribuidoras.

El análisis considera el «precio monómico» o PEO (Precio de la Energía Ofrecido), que es un valor único en US$/MWh que incluye tanto la potencia como la energía. Este precio se calcula utilizando diversas fórmulas dependiendo del tipo de combustible o recurso de la planta, incluyendo costos de operación y mantenimiento (OyM), costos de combustible (CTUNG), y factores de indexación (Findex) que ajustan los precios según el Índice de Precios al Productor (PPI).

Para las plantas de generación con recursos renovables, el PEO se calcula principalmente con el valor de la planta de generación más el costo unitario de operación y mantenimiento (OyMk), y un factor de indexación (Findex), ya que no hay costo de combustible asociado directamente; lo que podría hacerlas más competitivas frente a tecnologías fósiles.

El proceso de las rondas sucesivas implica que los oferentes que participan en la etapa de evaluación económica podrán modificar a la baja su oferta de precio monómico o cualquier otro término establecido en la oferta económica.

Ahora bien, para determinar si se continuará o no con las rondas sucesivas hasta la selección de las ofertas adjudicadas el “factor de competencia” e “índice de competencia” tienen un importante rol y sobre ellos estarán los ojos de analistas durante el proceso.

El «factor de competencia» es un valor de referencia preestablecido por la CNEE que se utilizará para determinar el inicio y la finalización del proceso al contrastarse con el «índice de competencia» que refleja cuánta potencia se está ofreciendo en cada ronda en comparación con la potencia que se necesita contratar al mínimo costo.

Las expectativas de precios competitivos son positivas. Es preciso recordar que los precios promedio adjudicados en cada licitación de Guatemala han ido siempre a la baja. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en la PEG 2, 97.74 USD/MWh en la PEG3 y 79.18 USD/MWh promedio en la PEG4.

De aquel historial, la PEG-4 aplicó el mecanismo de subasta inversa dando grandes resultados para oferentes de energías renovables luego de más de siete horas y 37 rondas sucesivas (ver más).

En detalle, se obtuvieron precios históricos alcanzando como valor mínimo 20.329 USD/MWh y máximo 79.96 US/MWh de precio medio con indexaciones en todo el periodo de contrato. Siendo dos solares fotovoltaicas las que menor costo ofrecieron: 20.329 USD/MWh (Tierra del Sol – 1,59 MW) y 26.66 USD/MWh (Cox Energy – 38,41 MW).

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Sungrow acelera su presencia en América Latina con una estrategia que prioriza las plantas solares híbridas desde su concepción, impulsadas por la competitividad creciente del almacenamiento energético. 

Con foco en Chile, la compañía ya ha superado los 10 GW acumulados, de los cuales 3500 MW están habilitados comercialmente, y concentra más del 50% de la cuota de mercado en ese país.

“Estamos viendo la necesidad de desplazar la energía solar a la noche y eso exige soluciones híbridas desde el inicio”, manifestó Gonzalo Feito, director para Región Andina, Caribe y México de Sungrow, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia. 

En este escenario, la compañía considera que durante los próximos tres años se consolidará este tipo de configuración para enfrentar fenómenos como el curtailment renovable.

Chile, además de su crecimiento solar exponencial, presenta peculiaridades en el sistema de transmisión que intensifican la sensibilidad de la red. Esto abre paso a la creciente adopción de tecnologías grid forming, diseñadas para brindar mayor estabilidad operativa. 

El avance de Sungrow en el resto de América Latina no es menor. En Colombia, la compañía desarrolla alrededor de 500 MW de proyectos solares, con un acumulado total que alcanza los 1500 MW, lo que consolida su posición como actor líder. Mientras que en República Dominicana, con un arranque fuerte, ya se integran 600 MW de soluciones con almacenamiento, y se proyecta la puesta en marcha de 300 MW adicionales.

“En Centroamérica vemos muchos proyectos solares de 50 a 60 MW, mientras que en Honduras estamos desarrollando un proyecto de 440 MWh de baterías, que será un gran hito para la región”, destacó Feito ante más de 400 líderes del sector. 

Además, el ejecutivo remarcó que también Panamá, Guatemala y El Salvador muestran un crecimiento sostenido por la necesidad de diversificar la matriz energética. Y México se proyecta como un mercado clave en el mediano plazo: “Será un país importante para las renovables en los próximos años”. 

Para responder a las exigencias del mercado, Sungrow apuesta por soluciones integrales que simplifican la implementación. Su producto más reciente, PowerTitan 2.0, integra inversores y baterías en un único sistema dentro de un contenedor de 20 pies, logrando una notable eficiencia en espacio y operación.

“Con nuestra nueva máquina metemos 6,9 MWh en un contenedor, cuando hace tres años eran solo 2,7 MWh”, enfatizó Feito. Esto es resultado del trabajo del departamento de investigación y desarrollo, que prioriza la densidad energética y la optimización térmica.

El sistema cuenta con cuatro niveles de protección entre el módulo y el PCS, refrigeración líquida optimizada y un diseño de flujo mejorado con válvulas inteligentes.

Los conversores de potencia PCS están diseñados para configurarse uno por RACK o cada dos, lo que mejora la operatividad. Esto representa una ventaja significativa para el mantenimiento y la continuidad del servicio.

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La tendencia global a la hibridación de proyectos renovables, ya sea con diferentes fuentes de generación o con sistemas de almacenamiento, ya se consolida en Latinoamérica y Siemens busca ocupar un rol protagónico en esta transformación. 

“Hoy en día más del 90% de los casos de los parques híbridos tiende a la combinación de energía solar con sistemas BESS”, señaló Matías Grosso, especialista en desarrollo de negocios de energías renovables en Siemens Argentina, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para afrontar esta creciente dinámica de mercado, la empresa despliega un portafolio tecnológico que cubre toda la cadena de electrificación, con fuerte énfasis en soluciones híbridas adaptadas a los códigos de red. 

“Como tecnólogos, podemos proveer todo el equipamiento que los generadores necesitan en términos de infraestructura o consultoría en estudios de etapa y el análisis del retorno de inversión”, manifestó Grosso. 

Dentro de esa oferta se destaca el Power Plant Controller (PPC), un dispositivo que permite la gestión integrada de generación solar y almacenamiento, con capacidad para decidir en qué momento conviene inyectar energía al sistema o almacenarla, en función de datos meteorológicos y operativos.

Este sistema inteligente no solo estabiliza la red, sino que también automatiza funciones como el modo bandera para los seguidores solares en caso de granizo. 

“Siemens desarrolló un único dispositivo para vincular el sistema solar y las baterías de forma integrada con los códigos de red”, explicó el especialista en desarrollo de negocios de energías renovables en Siemens.

El PPC forma parte de un gran conjunto de soluciones que también incluyen inversores para sistemas de baterías, como los grid-save, además de celdas de media tensión y tableros de protección, lo que le permite a la compañía alemana cubrir todos los frentes tecnológicos de un proyecto híbrido.

La propuesta de Siemens no se limita al hardware. La empresa incorpora herramientas de software y simulación avanzada que permiten planificar de forma sostenible y escalonada la infraestructura eléctrica. Estas soluciones analizan el comportamiento de la demanda, la distribución de cargas y la disponibilidad de nodos, desde la etapa de anteproyecto hasta la operación y mantenimiento. 

En el plano local, respalda sus operaciones con un centro de integraciones ubicado en Villa Ballester (provincia de Buenos Aires), que se encarga del armado y configuración de sistemas de control, protección y automatización eléctrica, garantizando know-how local de soporte a los clientes.

“También estamos en la etapa del anteproyecto, con un área que se dedica a realizar los estudios de etapa, donde se ven la disponibilidad de los nodos, por lo que abarcamos desde el diseño del anteproyecto hasta la operación y mantenimiento”, indicó Grosso. 

“Nuestro foco es combinar el mundo real con el mundo digital para mejorar y transformar la infraestructura eléctrica, cumplir necesidades de expansión planificada y de la transición energética. Somos uno de los proveedores líderes de soluciones del sector, con presencia en más de la mitad de la capacidad renovable instalada en Argentina mediante distintos componentes, y el propósito es seguir como socios de estrategia con los clientes”, agregó. 

Hidrógeno: una apuesta a mediano plazo

Además de su fuerte apuesta por los sistemas híbridos y la digitalización, Siemens proyecta un rol activo en el desarrollo del hidrógeno verde. La compañía cuenta con tecnología que abarca desde los gemelos digitales para simulación de planta y operación, procesos para el almacenamiento hasta soluciones para diseñar y dimensionar la infraestructura eléctrica necesaria para esta nueva industria. 

“Siemens está llevando por delante los estudios de factibilidad, ya que, sin estudios de esa índole, cualquier inversión queda flotando por los altos costos que implican este tipo de proyectos”, advirtió el entrevistado, dejando en claro que el hidrógeno tendrá un crecimiento exponencial en los próximos años, pero será necesario avanzar previamente en infraestructura portuaria, logística, transporte de energía y redes. 

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