energiaestrategica.com

Gotion refuerza su estrategia de expansión regional con un portafolio de soluciones de almacenamiento energético de alta densidad, que van desde 5 MWh hasta 20 MWh, diseñadas para aplicaciones comerciales, industriales y utility scale. 

Presentadas recientemente en el PVBook 2025, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, las tecnologías están pensadas para responder a las necesidades actuales de los proyectos latinoamericanos, con foco en modularidad, eficiencia y facilidad de integración.

Entre los productos insignia destaca el Gotion GRID 5MWh, un sistema completamente integrado en un contenedor de 20 pies, con una densidad energética de 5 MWh y voltaje nominal de 1331 V, que incorpora diseño modular A/B, lo que permite su instalación flexible y escalable. 

Esta solución se presenta bajo un formato “plug & play”, orientado a reducir los tiempos de implementación y facilitar el despliegue en campo. Las celdas utilizadas permiten alcanzar hasta 12.000 ciclos de vida, lo que eleva su competitividad frente a otras tecnologías del mercado.

Uno de los diferenciales técnicos del GRID es su sistema de refrigeración avanzada, que combina submersión de celdas, spray y enfriamiento líquido, mejorando en un 30% la eficiencia térmica. A esto se suma un control de temperatura inteligente y monitoreo a nivel de celda, garantizando una operación estable en entornos exigentes y aportando a la seguridad operativa del sistema. Además, su compatibilidad con múltiples protocolos de comunicación lo convierte en una solución versátil para integraciones complejas o multi-proveedor.

Complementando esta propuesta, Gotion ofrece el sistema EDGE-Block, orientado a entornos comerciales e industriales o redes de baja tensión, también con enfoque “plug-and-play” y basado en celdas LFP-300Ah. Su arquitectura permite escalar desde un pack de 42,2 kWh, hasta un sistema completo de 760 kWh, con voltajes nominales que alcanzan los 1.267,2 V. En cuanto a configuraciones, se destacan los esquemas internos 1P44S, 1P396S y 2P396S, que garantizan más de 8000 ciclos de vida útil.

“EDGE-Block es ideal para edificios urbanos, industrias y proyectos con limitaciones de espacio”, subrayan desde la empresa. El sistema ocupa apenas 3,3 m², puede ser manipulado con montacargas o grúa y está diseñado para instalarse sobre cimentaciones prefabricadas, lo que acelera la puesta en marcha y reduce los trabajos en sitio. 

Expansión productiva y operativa global

El avance tecnológico de Gotion está respaldado por una red industrial en plena expansión. La empresa cuenta con una mina de litio en Jujuy (Argentina) y una planta de fabricación en Chicago (EE.UU.), además de centros operativos en China, Asia-Pacífico y Alemania, donde se fabrica el sistema GRID. 

También se encuentran en construcción complejos productivos en Marruecos y Eslovaquia, lo que afianzará su capacidad de suministro global.

Gotion proyecta alcanzar una capacidad de producción de 300 GWh en 2025 y 600 GWh en 2030, en línea con la creciente demanda de sistemas de almacenamiento a nivel mundial. 

En este contexto, América Latina se vuelve una región estratégica. Hasta ahora, la firma operaba principalmente en Chile, considerado el principal mercado BESS de la región, pero en 2025 comenzó a enfocarse también en Brasil, México y Colombia.

En Brasil, particularmente, Gotion implementará soluciones para todos los segmentos: desde instalaciones residenciales e industriales hasta proyectos de generación centralizada. En este último rubro, la compañía ya presentó contenedores de 5, 7, 20 y hasta 20 MWh de capacidad en ferias internacionales, y planea replicar su modelo operativo global mediante alianzas estratégicas. 

Para el segmento medio, trabajará con socios locales, mientras que para el sector utility scale, ofrece soluciones llave en mano, que incluyen soporte técnico, comisionamiento, repuestos y servicio posventa.

Con un catálogo tecnológico robusto, alta densidad energética, modularidad, sistemas de refrigeración avanzada y una fuerte apuesta por la regionalización de sus operaciones, Gotion consolida su posicionamiento como proveedor clave para los proyectos BESS que definirán el futuro energético de América Latina.

La entrada Gotion escala su tecnología BESS: soluciones modulares de 5 a 20 MWh ya disponibles para LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

S-5!, líder de la industria en soluciones de fijación solar para techos metálicos, presenta su nueva abrazadera para aplicaciones solares en carports, expandiendo su tecnología de fijación solar certificada a estructuras tipo canopy y carport.

La abrazadera S-5-CP™ (*“CP” por carport) está diseñada para adaptarse a estructuras con polinería tipo C y Z, ofreciendo un anclaje seguro y sin perforaciones para aplicaciones solares. Su diseño proporciona una instalación más rápida, mayor resistencia y confiabilidad a largo plazo, al mismo tiempo que previene la corrosión al eliminar la necesidad de realizar perforaciones.

“El segmento de carports solares es uno de los de mayor crecimiento dentro de la tecnología de fijación,” comentó Rob Haddock, fundador y director general de S-5!. “La abrazadera

S-5-CP permite a ingenieros e instaladores diseñar sistemas solares para carports más resistentes, sencillos y rentables, utilizando la tecnología confiable de S-5!”

La abrazadera se combina perfectamente con el sistema de montaje solar PVKIT®, ofreciendo una instalación sin rieles que reduce tanto el número de componentes como los costos de mano de obra. Con un tornillo opresor orientado hacia abajo, la instalación puede realizarse desde la parte inferior del canopy, lo que simplifica el trabajo, mejora el acceso para el cableado y mantenimiento, y a su vez, permite realizar ajustes sobre la marcha.

Combinada con un gasket de EPDM (se vende por separado), la solución solar para carports de S-5! ofrece un rendimiento resistente a infiltraciones de agua entre módulos, reduciendo el riesgo de las mismas y protegiendo la estructura y los autos bajo el carport.

A diferencia de los sistemas de estructura para instalar sobre carports que suelen implicar costos elevados, la abrazadera S-5-CP brinda a ingenieros y contratistas la flexibilidad de diseñar sus propios sistemas y seleccionar sus polinerías y espaciamientos preferidos, reduciendo costos sin comprometer el rendimiento.

Las fijaciones de S-5! están diseñadas para ofrecer resistencia, rapidez y durabilidad, brindando soporte a las instalaciones solares en carports y estructuras tipo canopy con conexiones resistentes al agua y una excepcional resistencia a la succión de viento y a cargas en pendiente, todo respaldado por décadas de experiencia e ingeniería comprobada en campo.

“Desde techos hasta carports, nuestro equipo continúa innovando y adaptando nuestra tecnología de fijación para satisfacer las demandas de las aplicaciones solares,” agregó Haddock. “La abrazadera S-5-CP convierte espacios subutilizados en una valiosa fuente de energía limpia: una solución ideal para contratistas y desarrolladores que buscan una integración solar confiable y resistente al agua en estructuras tipo canopy.”

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar casi cualquier cosa en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo. Las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 3 millones de techos metálicos, incluyendo 9GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Para más información visite: es.s-5.com.

La entrada S-5! presenta una nueva solución para carports solares diseñada para anclar módulos FV en carports se publicó primero en Energía Estratégica.

El 26 y 27 de noviembre, Future Energy Summit (FES) celebrará su cuarta edición en Chile, precisamente en el Hotel Intercontinental de Santiago, con transmisión en directo a través del canal oficial de YouTube de FES

El evento, que ya se ha consolidado como el encuentro más influyente de la industria en la región, contará con la participación de las principales compañías del sector, funcionarios clave y más de mil profesionales del ecosistema energético. 

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

Durante las dos jornadas se abordarán los desafíos estructurales de la transición en la región, con un enfoque estratégico sobre el rol del almacenamiento como habilitador del nuevo paradigma eléctrico. 

El segundo día del encuentro estará íntegramente dedicado a esta tecnología, bajo el bloque temático BESS Session, donde se analizarán escenarios de corto, mediano y largo plazo. Allí se espera una discusión de alto nivel técnico, visiones corporativas y regulatorias sobre cómo escalar soluciones de almacenamiento que respondan a la creciente necesidad de flexibilidad del sistema.

Una de las claves centrales que definirá el futuro del almacenamiento BESS es la implementación del nuevo Decreto Supremo N° 70/2023, que actualiza el reglamento de transferencia de potencia y entrega una señal regulatoria clara tras una década sin revisiones. 

Este marco permite, por primera vez, una valorización diferenciada según la duración de los sistemas de almacenamiento: no se reconoce potencia en sistemas menores a una hora, pero a partir de ese umbral se reconocen porcentajes crecientes que llegan hasta el 100%. Este ajuste genera un incentivo directo para que los desarrolladores prioricen soluciones con mayor capacidad de respaldo, robusteciendo la matriz.

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

El segundo punto clave es el fuerte crecimiento en capacidad operativa. A la fecha, Chile ya opera 1850 MW de BESS y superará los 2 GW a inicios de 2026, adelantándose cuatro años a la meta oficial del país. 

A esto se suma una cartera de proyectos que, entre pruebas, construcción y evaluación ambiental, podría elevar la capacidad total instalada hasta 8,6 GW en 2027. Y de cumplirse esta proyección, posicionará a Chile como uno de los líderes en almacenamiento energético de América Latina. 

En tercer lugar, se encuentra el desafío asociado a la gestión de excedentes renovables. El sistema chileno ha experimentado recortes de generación del orden del 40% en 2024, principalmente por la incapacidad de absorber toda la energía que se produce en determinadas horas del día. 

Ante este escenario, los sistemas BESS ofrecen una solución inmediata para reducir la pérdida de energía limpia, con una capacidad de 5 GWh instalados y duraciones promedio de entre 4 y 5 horas. 

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

Su despliegue flexible —tanto como infraestructura independiente como parte del parque generador— permite resolver limitaciones operativas críticas en plazos de hasta 18 meses, lo que los convierte en una herramienta clave para la estabilidad de la red.

La cuarta clave está vinculada al impacto económico. La incorporación de baterías ya está modificando la lógica de precios en el mercado mayorista. En ciertas subestaciones, su uso ha permitido disminuir el costo marginal solar en hasta USD 100/MWh. 

A esto se suma la creciente volatilidad entre horas de alta generación (con precios cercanos a USD 0/MWh) y horas punta (con picos de hasta USD 130/MWh), lo que convierte al arbitraje energético en una oportunidad concreta de valorización para operadores y desarrolladores. En este contexto, el almacenamiento no solo ofrece eficiencia técnica, sino también una herramienta de gestión de ingresos con impacto directo en la rentabilidad de los proyectos.

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

Finalmente, la discusión técnica en FES también abordará la necesidad de preparar al sistema para escenarios prolongados de baja generación renovable. Las soluciones de almacenamiento de larga duración (LDES), con ventanas de entre 8 y 24 horas, están comenzando a adquirir madurez comercial en otros mercados, y serán fundamentales para cubrir déficits de energía en jornadas completas. 

El desarrollo de estas tecnologías representa la quinta clave estratégica para el futuro del almacenamiento en Chile, donde aún resta avanzar en escalabilidad, modelos de financiamiento y diseño regulatorio.

De este modo, FES Chile 2025 se proyecta como el espacio donde se articularán estas cinco variables clave, reuniendo a los actores que están definiendo el rumbo del sistema eléctrico. Con una agenda centrada en el análisis técnico y espacios de networking diseñados para facilitar la toma de decisiones y el avance de acuerdos comerciales, el evento reforzará su papel como el foro de referencia para la transición energética en el Cono Sur.

ENTRADAS DISPONIBLES PARA FES CHILE

La entrada FES Chile enfoca su agenda en 5 claves que definirán el futuro del storage en el Cono Sur se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy transita una etapa de crecimiento acelerado que la posiciona como uno de los desarrolladores solares más dinámicos de Latinoamérica. En 2024, la empresa duplicó su capacidad instalada en Argentina —pasando de 120 a 248 MW—, y actualmente desarrolla más de 400 MW en distintos mercados, con proyectos activos en Brasil, México, España y Argentina. Además, la firma también proyecta su desembarco en Colombia, Italia y Estados Unidos.

“El crecimiento de estos años nos obliga a pensar como una empresa global, no solo por los mercados donde operamos, sino por cómo organizamos nuestra estructura y estrategia”, expresó Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, en el marco de Ciclo Leaders, organizado por Strategic Energy Corp (SEC).

Como parte de su diversificación tecnológica, la compañía evalúa abrir su filial en Estados Unidos en 2026 con foco en soluciones energéticas para data centers, un segmento en expansión en el país. 

Revive la entrevista exclusiva con Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy: https://www.youtube.com/watch?v=GlmR4ZtRJV4

En Brasil, desarrolla tres plantas solares en Goviana, Porto Real y Betim, por un total de 90 MW, con fecha de operación prevista para el primer cuatrimestre de 2025. Si bien reconoce la competencia como un reto, considera al país un motor clave: “El mercado brasilero es un continente en sí mismo, tiene un potencial monstruoso”.

La empresa trabaja en un proyecto de autoconsumo solar en la planta de Stellantis en Saltillo en México, el cual esperan comenzar a construir a finales del 2026. Si bien el CEO de 360Energy señaló que el marco normativo sigue siendo una traba para el desarrollo de los privados en el país, aseguró que el próximo año empezarán un proceso de scouting comercial para evaluar nuevas oportunidades de negocio.

Argentina sigue siendo el eje operativo de la firma, entre los desarrollos activos en el país se destacan Palomar y Atlántico, junto a dos plantas con baterías en Narciso y Realicó, y una posible ampliación de 46 MW en La Rioja dentro del régimen MATER La compañía también participa de proyectos RENMDI consolidando su portafolio local.

“Tenemos el mejor recurso solar y eólico del mundo, pero el sistema eléctrico en algunos puntos está colapsado. Para impulsar nuevos desarrollos es fundamental implementar mecanismos como un RIGI adaptado para medianas empresas, ya que no todas pueden hacer proyectos de 400 MW; el tema es la infraestructura y el incentivo financiero”, planteó Sbarbi Osuna.

Dentro de su avance sobre el continente europeo, 360Energy trabaja en una planta solar de más de 12 MW en España, país donde ya cuenta con oficina propia. El CEO destacó que, si bien se trata de un proyecto de escala reducida, “será nuestro primer paso hacia el viejo continente”. En Italia, donde anteriormente se evaluaban tres iniciativas, la cartera permanece abierta, aunque por el momento sin avances concretos.

 En tanto, en Colombia, el interés se mantiene activo: el país tiene entre 3 y 4 GW de capacidad solar instalada y un potencial estimado en 50 GW. “El mercado colombiano puede ser una gran oportunidad”, anticipó el ejecutivo.

Este proceso de expansión territorial está respaldado por un modelo de negocio verticalmente integrado, que permite a 360Energy ejecutar todas las etapas de sus proyectos, desde el desarrollo hasta la operación. Para sostener ese crecimiento, la compañía se reorganizó internamente y durante 2024 incorporó 100 nuevas personas, alcanzando un equipo de 270 empleados, sin contar a los trabajadores en obra.

Otro de los impulsores clave de esta nueva etapa fue el ingreso del Grupo Stellantis como socio en 2023, una alianza que fortaleció el capital accionario de la empresa y la posicionó como proveedora directa de infraestructura energética para las plantas industriales del grupo.

“Tenemos que parar la pelota, consolidar lo que tenemos y ver cuál es el siguiente paso. Pero creo que correrá por Brasil, México o Colombia.Hay que tener mucha claridad de cuál es nuestra estrategia y no distraernos”, concluyó.

La entrada Sbarbi Osuna: «360Energy diversifica su negocio en 7 mercados con más de 400 MW a nivel global» se publicó primero en Energía Estratégica.

El futuro del sector energético se consolidó como uno de los temas centrales de cara a las elecciones presidenciales de Costa Rica en febrero de 2026.

Durante el 5to Informe de Competitividad Nacional organizado por el Consejo de Promoción de la Competitividad de Costa Rica, los principales candidatos y candidatas expusieron sus propuestas, con un enfoque transversal: la necesidad urgente de reformar el sistema eléctrico y avanzar hacia una matriz más diversa, eficiente y abierta a la inversión privada.

Natalia Díaz Quintana, candidata por el Partido Unidos Podemos, propuso armonizar el sector eléctrico, impulsar la exploración e importación de gas natural y fortalecer la energía geotérmica. También defendió la implementación efectiva de la ley de generación distribuida como una herramienta para mejorar la competitividad empresarial mediante la reducción de costos energéticos.

Desde el Partido Avanza, José Aguilar Berrocal planteó modernizar la red eléctrica y permitir una mayor participación privada. Resaltó el impulso a paneles solares y energías limpias, junto con la necesidad de explorar nuevas fuentes como el gas natural. Sostuvo que abrir el mercado eléctrico es esencial para fomentar la inversión y dinamizar el aparato productivo.

Juan Carlos Hidalgo, del Partido Unidad Social Cristiana, vinculó su propuesta energética a una reforma del entorno institucional. Planteó universalizar la ventanilla única de inversión y simplificar los trámites como vías para acelerar proyectos. Además, propuso transformar colegios académicos en técnicos y crear un plan nacional de certificaciones que permita preparar el talento humano para los desafíos del sector energético.

Tania Molina Rojas, candidata a la vicepresidencia por el Partido Liberal Progresista, incluyó entre sus prioridades eliminar la burocracia que frena la productividad. Propuso reducir la carga patronal del 26% al 19%, medida que podría generar mejores condiciones para la formalización de empresas del sector renovable y facilitar nuevas inversiones.

Por su parte, Claudia Dobles, de la Coalición Agenda Ciudadana, hizo hincapié en reducir las brechas urbano-rurales como un paso necesario para democratizar el acceso a servicios como la energía. Propuso una política nacional de seguridad con articulación entre los tres poderes del Estado, y reactivar el Consejo Presidencial para la Seguridad Nacional como herramienta para garantizar condiciones adecuadas para el desarrollo sostenible.

Desde el Frente Amplio, Ariel Robles Barrantes se enfocó en la educación y la conectividad. Apoyó el uso de fondos de Fonatel para conectar hogares desde donde también se pueda estudiar y trabajar, lo que podría ser aprovechado para fomentar el acceso a tecnologías vinculadas a la eficiencia energética.

Reforma eléctrica: necesidad política y urgencia estructural

Las propuestas se dan en un contexto clave: Costa Rica acaba de presentar su mayor plan de expansión renovable en plena COP30, con una hoja de ruta que contempla nuevos proyectos solares, eólicos y más de 100 MW de geotermia firme entre 2026 y 2034. También se prevé incorporar 120 MW de almacenamiento energético con cuatro horas de duración para el período 2031–2034. Sin embargo, aún no existe un marco tarifario que reconozca esta operación.

Aunque la Ley 10086 de 2022 habilitó el autoconsumo y la creación de comunidades energéticas, persisten barreras regulatorias, tarifarias y de interconexión que limitan el avance. Según Energía Estratégica, la consolidación de la geotermia permitiría incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz, pero su integración plena depende de condiciones normativas aún en construcción.

En este marco, el consenso entre el sector empresarial fue claro: el modelo actual ya no responde a las necesidades del país.

Karla Martínez Lozano, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI-Corporación Multi Inversiones Capital y fiscal de la Junta Directiva de ACOPE, sostuvo que “Costa Rica debe reformar su sector eléctrico para abrir el mercado y fortalecer su competitividad. La energía es la base del desarrollo y atraerá inversión en múltiples áreas.” Añadió que “la ley de armonización habilita la competitividad al abrir un mercado donde los distintos actores pueden participar con reglas claras.”

Desde una perspectiva técnica, Rodrigo Cubero propuso una apertura y regulación inteligente del sistema eléctrico como una de las claves estructurales para avanzar en competitividad. También sugirió revisar el modelo de financiamiento de la seguridad social para aliviar cargas patronales y liberar recursos hacia infraestructura crítica como la energética.

Lorena Arce Quirós, vicepresidenta de Banca de Empresas y Patrimonial de BAC, relacionó directamente el desarrollo económico con la eficiencia energética. Enfatizó que las economías más avanzadas sostienen su éxito sobre el nivel educativo, pero también sobre costos operativos competitivos. Señaló que las limitaciones actuales en puertos y redes elevan los costos logísticos y energéticos.

Guillermo Ulate Artavia, de Cementos Progreso Costa Rica, identificó a la red vial cantonal como un punto de rezago con impacto directo en la competitividad del país. Destacó la infraestructura del agua como otro componente fundamental para la planificación energética, especialmente para el desarrollo de proyectos industriales sostenibles.

En representación del sector comercio, Montserrat Bonilla Garro, directora legal de Walmart Centroamérica, se refirió a la disponibilidad y acceso al agua como un factor crítico para la operación de grandes empresas. También resaltó la necesidad de infraestructura vial y portuaria adecuada, y propuso la digitalización de trámites para eliminar barreras que hoy dificultan el crecimiento de sectores como el energético.

Rosa Monge, rectora de la Universidad Latina de Costa Rica, remarcó que la educación ha sido históricamente un pilar para el país, pero advirtió que se están normalizando muchos de sus problemas estructurales. Llamó a recuperar una visión articulada de la educación superior y propuso retomar la enseñanza sistemática del inglés desde la infancia, un punto crítico para el desarrollo del talento en sectores como el de las energías renovables.

Giovanni Artavia, socio de Deloitte, apuntó que el país necesita mejorar su infraestructura vial y fortalecer el dominio del idioma inglés si desea mantenerse competitivo en sectores que requieren personal calificado, como la energía limpia.

En el cierre del encuentro, Carlos González Jiménez, presidente del Consejo de Promoción de la Competitividad, afirmó que “la productividad se ha concentrado, las brechas se siguen ampliando y la competitividad del país se sostiene sobre bases frágiles.” Aseguró que revertir esta tendencia exige una visión compartida de largo plazo: “La Costa Rica de 2050 no se improvisa: se construye desde ahora, con evidencia, constancia y sentido de propósito. Hagámoslo juntos.”

La entrada Reforma eléctrica y diversificación energética: el debate que marca las elecciones costarricenses de 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile avanza decididamente hacia una nueva etapa de su transición energética. De acuerdo con el boletín mensual de la Asociación Gremial Generadoras de Chile, el país ya cuenta con 1850 MW de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de la meta oficial fijada para 2030. 

El crecimiento del segmento BESS es aún más notorio si se considera la cartera de proyectos que se encuentra actualmente en desarrollo. De acuerdo al reporte gremial, existen 456 MW (1658 MWh) en etapa de pruebas, 6373 MW (27585 MWh) en construcción y otros 8431 MW (40987 MWh).en evaluación ambiental.

Por lo que la capacidad total instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente el objetivo nacional de 6 GW al 2050.

Del total de BESS ya operativos, 1197 MW corresponden a proyectos solares híbridos (fotovoltaicos más baterías), 95 MW a centrales hidroeléctricas con almacenamiento, 67 MW a parques eólicos con baterías, y 491 MW a instalaciones BESS en modalidad stand alone. 

Este despliegue ha comenzado a evidenciar impactos concretos en la operación del sistema, especialmente en el costo marginal de la energía solar.

Incluso, desde el Gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ha permitido reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones, una señal contundente que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores y refuerza la viabilidad económica de estos sistemas en la matriz nacional.

A la par del crecimiento del almacenamiento, el reporte señala que la capacidad instalada renovable ya alcanza los 24.931 MW, lo que representa más del 68% del total de la potencia operativa del país, que se sitúa en 36390 MW. 

Esta cifra se robustece con el volumen de proyectos actualmente en construcción, que alcanza los 10.052 MW, equivalentes al 97,2% de toda la nueva potencia que se está incorporando al sistema eléctrico chileno.

Dentro de esta nueva capacidad, los proyectos solares dominan con 2493 MW en 158 iniciativas, seguidos por 841 MW en 15 parques eólicos y 221 MW distribuidos en ocho centrales hidroeléctricas de pasada. 

Además, ocho nuevos proyectos solares ingresaron a evaluación, totalizando 574 MW y 1248 millones de dólares en inversiones, mientras que siete proyectos ERNC obtuvieron aprobación ambiental, por 1053 MW y 2137 millones de dólares (según información de la Comisión Nacional de Energía. 

Generación mensual: 70% renovable

Durante septiembre de 2025, la participación renovable en la generación eléctrica nacional alcanzó el 70%, manteniéndose por encima del 50% durante todos los días del mes. El 30 de septiembre a las 11:00 horas, se registró un pico de generación renovable instantánea del 93%, marcando un nuevo hito de cobertura limpia en tiempo real.

En el desglose por tecnología, la generación solar representó el 26% del total mensual, con un liderazgo regional de Antofagasta (36%), seguida de Atacama (23%) y la Región Metropolitana (7%). El 19 de septiembre a las 12:00 se alcanzó un récord de 71% de participación solar instantánea.

La generación eólica aportó el 15% del total mensual. En este caso, también fue Antofagasta quien lideró con el 36%, seguida por Atacama (19%) y La Araucanía (13%). La mayor participación instantánea de esta fuente se registró el 9 de septiembre a las 19:00, con 40%.

La generación hidráulica representó otro 26%, con dominio de la Región del Biobío (44%), seguida por Maule (23%) y O’Higgins (10%). El máximo de participación instantánea fue del 47%, registrado el 25 de septiembre a la medianoche.

La entrada Chile ya opera 1850 MW en BESS y se prepara para superar los 2 GW en enero de 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Con una inversión de 1300 millones de dólares y más de 1.200 kilómetros de redes eléctricas en desarrollo en las tres regiones del país, ISA Energía se consolida como actor clave en la infraestructura del sistema eléctrico peruano. Pero también lanza una advertencia: sin el reglamento de la Ley 3249, la transición energética quedará estancada.

“No basta con aprobar una ley: si no hay reglamento, no hay transición”, apuntó con claridad Cristian Remolina, CEO de ISA Energía, en una entrevista exclusiva en el marco del Future Energy Summit (FES) Perú 2025.

El directivo explica que la norma permitiría incorporar inercia sintética y almacenamiento, tecnologías imprescindibles para estabilizar el sistema frente a la creciente penetración de renovables.

“El país necesita equipar su red con baterías, compensadores estáticos y nuevas tecnologías que aseguren confiabilidad”, enfatizó.

La expectativa del sector es que el reglamento se publique en enero próximo, pero desde ISA Energía exigen que incluya los aportes técnicos presentados por las empresas, considerando que ya han sido entregados comentarios específicos y desde ISA Energía aguardan que el Gobierno los incorpore para no perder una «oportunidad crítica”.

REVIVE LA ENTREVISTA COMPLETA CON CRISTIAN REMOLINA, CEO DE ISA ENERGÍA, AQUÍ: https://www.youtube.com/watch?v=bNQslhyCc7k

La compañía, presente en todas las regiones del país, defiende una visión integral del sistema eléctrico, de modo que despliega proyectos en la costa, sierra y selva gracias a su conocimiento del país y compromiso con su desarrollo.

Además del desafío normativo, la empresa propone una apertura del mercado de almacenamiento más allá de la generación. “Esto no es un negocio exclusivo de generadores. Las empresas de transmisión también podemos participar, como ya ocurre en Brasil y Chile”, planteó Remolina, en línea con los modelos regulatorios más avanzados de la región.

Hoy, Perú representa el 22% del EBITDA de ISA y sus filiales, una señal clara del peso que el país tiene en la estrategia corporativa regional.

Y a largo plazo, ISA Energía se proyecta con una estrategia hacia 2040, articulada sobre tres pilares: energía, vida y transición. Esa mirada implica no solo expandir la capacidad instalada, sino asegurar la flexibilidad de la red.

“La transición energética no consiste solo en generar con renovables, sino en poder mover esa energía en el espacio y en el tiempo. Además, la energía que se genera de día y se necesita de noche, o que se produce lejos de los centros de consumo, debe poder llegar con estabilidad”, apuntó el entrevistado, haciendo hincapié en que la transmisión eléctrica se convierte en un factor central.

“Queremos que el sistema esté listo para el futuro. No podemos quedarnos en el modelo del pasado”, concluyó.

La entrada ISA Energía despliega USD 1300 millones en Perú y exige acelerar la regulación para integrar renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Andes concretó el financiamiento bajo modalidad project finance para su proyecto parque híbrido Pampas, para el Parque Híbrido Pampas, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta, por un monto de US$550 millones, una de las mayores estructuraciones de deuda en América Latina durante 2025.

La central híbrida Pampas tendrá casi 700 MW de capacidad y será el primer proyecto a gran escala en Chile que combina tres tecnologías:

• Energía eólica (128 MW)
• Energía solar fotovoltaica (229 MW)
• Almacenamiento en baterías BESS (340 MW hasta por 4 horas)

El parque eólico tendrá una potencia instalada de 120MW y estará constituido por 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 m. Por su parte, el parque fotovoltaico estará formado por dos (2) zonas de módulos fotovoltaicos denominadas Zona Sur y Zona Norte, las cuales en conjunto totalizarán una potencia instalada de aproximadamente 230 MWp.

El proyecto tiene como objetivo principal suministrar energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile, contribuyendo así al incremento de la participación de tecnologías renovables en el país y se emplazará en la comuna de Taltal, provincia de Antofagasta, Región de Antofagasta, a aproximadamente 55 km al Este de la localidad de Paposo, a 75 km al Noreste de la ciudad de Taltal y a 150 km al Sur de la ciudad de Antofagasta

Este parque generará hasta 1000 GWh/año, equivalente al suministro de más de 415000 hogares chilenos, y representa un paso decisivo para incrementar la participación de energías renovables y capacidad de almacenamiento en el Sistema Eléctrico Nacional, fortaleciendo la seguridad y sustentabilidad del suministro eléctrico en Chile.

El proyecto de la compañía energética cuenta con su Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada desde septiembre de 2024, cuyo ingreso al Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental (Seia) fue en febrero de 2023 con una inversión de US$800 millones.

Y se espera que el proyecto Pampas inicie la primera etapa de su operación comercial en el segundo trimestre de 2027, y operar en un 100% a fines del mismo año.

“Estamos muy orgullosos de haber concretado el financiamiento del Parque Híbrido Pampas en un plazo de poco más de dos meses, gracias al compromiso y profesionalismo de todo el equipo y de nuestros socios financieros”, Javier Dib, CEO de AES Andes.

Además de este avance, actualmente, AES está construyendo en Chile 2.117 MW de nueva capacidad renovable y de baterías, con un financiamiento total que supera los US$1.500 millones en los últimos 12 meses.

«Es un logro que reafirma nuestro compromiso con el desarrollo de energías renovables y la transición energética del país», aseguraron desde la compañía.

La entrada AES Andes concreta financiamiento para proyecto híbrido Pampas de Taltal en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Colombia firmó el Decreto 1186/2025 que reglamenta la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), un nuevo instrumento normativo que marca un hito en la gestión ambiental y la implementación de la Transición Energética Justa en Colombia.

La LAEólica, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)  en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y el Instituto Humboldt, permitirá agilizar de manera responsable el licenciamiento de proyectos de generación eólica con capacidades entre 10 MW y 100 MW. Este instrumento promueve un modelo ambiental que optimiza los procesos de evaluación, fortalece la protección de la biodiversidad y garantiza la participación de las comunidades en la implementación de la energía limpia.

“El viento sopla a favor de una Colombia más limpia y justa. Con la LAEólica avanzamos hacia una transición energética que armoniza el desarrollo con la protección de la vida y la biodiversidad, y que pone en el centro a las comunidades y los territorios como protagonistas del cambio”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra (e) de Ambiente y directora general de la ANLA.

Por su parte, Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, destacó que “el Decreto 1186 de 2025 revoluciona el licenciamiento ambiental en Colombia, impulsando la transición energética justa y la generación eólica bajo altos estándares técnicos y sociales. Con la nueva Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica), el Gobierno del Cambio acelera los proyectos de energía renovable, reduce la tramitología y fortalece el diálogo con las comunidades”.

El nuevo esquema incorpora criterios de localización, diseño y operación que reducen los impactos ambientales desde la concepción misma de los proyectos. Entre ellos se incluyen la delimitación de distancias mínimas a centros poblados, el uso de tecnologías que previenen afectaciones a aves y murciélagos, el uso eficiente del suelo y la implementación de turbinas silenciosas y seguras.

Además, la LAEólica establece un procedimiento técnico que orienta la elaboración de los estudios de impacto ambiental (EIA), los cuales deberán contener el análisis de los impactos ambientales y sociales, los planes de manejo, compensación y cierre, y una estrategia de gestión social para garantizar beneficios reales en los territorios.

El decreto también contempla un régimen de transición, de modo que las iniciativas que actualmente se encuentren en trámite de licenciamiento puedan desistir y acogerse a este nuevo procedimiento optimizado.

La entrada Gobierno de Colombia firma el decreto de la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del Foro de Negocios: Impulso de la Transición Energética en Guatemala, organizado por el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), referentes del sector público, privado y financiero coincidieron en que el país enfrenta un momento decisivo para escalar su matriz energética limpia. Aunque la licitación PEG-5 —que contempla hasta 1.400 MW de nueva generación— ya está en marcha, la novedad surgió en torno a cómo transformar la voluntad política y empresarial en proyectos concretos y financiables.

“El BCIE está listo para acompañar a Guatemala en cada etapa de esta transición: desde la estructuración técnica y financiera hasta la ejecución y operación de los proyectos”, manifestó Gisela Sánchez, presidenta ejecutiva del organismo.

Sánchez sostuvo que el banco busca ser un socio estratégico que promueva inversiones sostenibles, innovadoras y de alto impacto, mediante instrumentos de financiamiento verde adaptados a las necesidades locales. La entidad también reforzó su compromiso con la cooperación regional para integrar esfuerzos en infraestructura energética.

Uno de los aportes más estructurados provino de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE). Su presidente, David Eduardo Cabrera Palomo, presentó una hoja de ruta concreta para optimizar la red de transmisión: planificación más ambiciosa y participativa, relanzamiento de procesos de licitación —como respuesta a las dificultades del PET-3-2025— e incentivo a desarrollos por iniciativa propia.

“Expandir la red de forma adecuada requiere cambiar el enfoque actual e incentivar propuestas desde el sector privado”, planteó Cabrera Palomo.

Desde la generación, la mirada también apuntó a la necesidad de acelerar la transformación. Alfonso González, presidente de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), remarcó que fortalecer la seguridad energética, atraer capital y construir alianzas público-privadas es clave para posicionar a Guatemala en el mapa regional.

“Guatemala tiene la oportunidad de convertirse en un hub energético regional, pero para eso se necesita avanzar con reglas claras y condiciones estables”, afirmó.

Durante las mesas también se discutió el rol del gas natural como tecnología de transición, reconociendo su utilidad para brindar respaldo flexible mientras se amplía la participación renovable. El ministro de Energía y Minas, Víctor Ventura, respaldó esta visión como parte de una estrategia que combine descarbonización y confiabilidad.

Los panelistas coincidieron en que las alianzas público-privadas serán esenciales para movilizar capital, destrabar proyectos y cerrar brechas técnicas. Tanto la banca local como organismos multilaterales expresaron su interés en apoyar modelos que permitan escalar soluciones sostenibles.

“La energía es el motor del desarrollo, la competitividad y la integración regional”, señaló Sánchez, destacando que el BCIE está generando mecanismos para atraer capital con impacto.

También se abordaron las barreras de acceso al financiamiento, especialmente para iniciativas medianas que aún enfrentan altos costos y procesos complejos. En respuesta, el BCIE propuso ampliar el uso de esquemas blended y reforzar los marcos regulatorios para facilitar la estructuración de proyectos.

El foro reunió a actores clave del ecosistema energético: AMM, AGER, ANADIE, FUNDESA, KPMG, CMI Capital, HidroXacbal, CIFI, Crédit Agricole CIB, Banco Industrial, Siemens Energy y Excelerate Energy. Entre todos, trazaron consensos sobre la necesidad de modernizar el sistema eléctrico nacional y destrabar inversiones sostenibles.

“A través de estos espacios de diálogo y conocimiento, seguimos construyendo las bases para una matriz energética más limpia, resiliente y competitiva”, concluyó Sánchez.

Con una agenda que integra financiamiento, regulación, innovación tecnológica y visión regional, el Foro del BCIE marcó un punto de inflexión en el debate energético guatemalteco. La responsabilidad ahora recae en transformar estas propuestas en proyectos ejecutables que aceleren la transición hacia una matriz más limpia y robusta.

La entrada El sector privado toma el control de la agenda energética en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) anunció la renovación de su Consejo Directivo para el periodo 2025-2027.

La Asamblea de la Asociación designó como presidenta a Carla Ortiz Fuentes. Asimismo, Sergio Romero Orozco fue designado como vicepresidente. Los nuevos nombramientos serán efectivos a partir del 11 de noviembre de 2025, en sustitución de Carla Medina Perezgomez y Julian Pablo Willenbrock Ahumada, respectivamente, quienes concluyen su gestión al frente del Consejo Directivo y a quienes ASOLMEX agradece y extiende un reconocimiento por sus contribuciones a la Asociación.

Este relevo ocurre en un momento estratégico para el sector, en pleno proceso de despliegue de la regulación que acompaña al nuevo modelo del sector energético implementado tras las reformas recientes al marco legal. En este escenario, ASOLMEX reitera su compromiso de trabajar de la mano con las
autoridades y los distintos actores del sector para garantizar que la implementación de las nuevas reglas fomente la colaboración público-privada, promueva la inversión y contribuya a acelerar la transición energética en México.

«Seguiremos fortaleciendo el papel de la energía solar como motor de la competitividad y sostenibilidad para México. Nuestra prioridad será acompañar el despliegue de nuevos proyectos y generar las condiciones de certeza que impulsen la inversión en energías limpias», afirmó Carla Ortiz, nueva presidenta de ASOLMEX.

Carla Ortiz Fuentes es CEO de RER Energy Group. Ha sido miembro del Consejo Directivo de ASOLMEX desde 2021 y cuenta con más de diez años de experiencia en el desarrollo de proyectos energéticos en México y América Latina. Es Maestra en Gestión Ambiental con especialidad en Energía por la
Universidad de Duke y Licenciada en Administración de Empresas por la Universidad Anáhuac, México.

Sergio Romero Orozco es vicepresidente de Regulación y Asuntos Públicos de Sempra Infraestructura. Es licenciado en Derecho por la Universidad Nacional Autónoma de México y cuenta con maestrías en Derecho y Economía por la Universidad Complutense de Madrid y en Economía Política por la Universidad
de Essex. Tiene más de 10 años de experiencia en el sector energético y es miembro del Consejo de ASOLMEX desde 2021.

Adicionalmente, el Consejo Directivo 2025-2027 está integrado por Sofía Tamayo (secretaria); Catalina Delgado (tesorera) y los vocales Carla Medina, Osvaldo Rancé, Angélica Soto, Patricia Tatto, Julian Willenbrock, Humberto Alarcón, Víctor Cervantes, José María Lujambio, Andrés Friedman, Luisa Ramírez, Edith Rojo, Juan Pablo Sáenz, Enrique de la Torre y Diana Sasse.

Con este cambio de liderazgo, ASOLMEX reafirma su compromiso de seguir siendo un actor clave en la transición energética de México, impulsando la adopción de energías limpias, la competitividad del sector y el desarrollo sostenible del país

La entrada ASOLMEX renueva su Consejo Directivo para el periodo 2025-2027: Carla Ortiz Fuentes fue electa como presidenta se publicó primero en Energía Estratégica.

Para quienes siguen las tendencias de la industria, la sustitución de los inversores conectados a red tradicionales y los PCS (Power Conversion Systems) por inversores híbridos con almacenamiento es ya una realidad. Sin embargo, en los últimos dos años se ha acelerado notablemente el aumento en las potencias nominales:

• 2023: La demanda de inversores trifásicos de 25 kW creció de forma significativa en mercados clave, con algunos fabricantes lanzando equipos de 50 kW.
• 2024: El mercado de 50 kW se volvió altamente competitivo, y los modelos de 80 kW dominaron brevemente la escena.
• Mayo de 2025: En las principales ferias de Shanghái y Múnich, varios fabricantes líderes presentaron prototipos de inversores de 125 kW, aunque los envíos aún eran limitados.
• 4T 2025: El inversor de almacenamiento energético de 125 kW entra oficialmente en la batalla por el posicionamiento de mercado, con los principales actores compitiendo por el liderazgo.

En esta nueva etapa, Solis emerge como un jugador clave, combinando innovación tecnológica y capacidad de producción a gran escala para situarse a la vanguardia del sector. La compañía está marcando el ritmo del futuro de los inversores de almacenamiento, especialmente con su solución híbrida de 125 kW.

Durante la exposición SNEC 2025 de Shanghái (9–12 de octubre de 2025), se evidenció una nueva jerarquía dentro del sector del almacenamiento energético:

• Las empresas sin un prototipo de 125 kW quedaron rezagadas.
• Aquellas con solo modelos de exhibición no lograron generar confianza en su capacidad de producción ni en sus certificaciones.
• Solo las compañías con unidades certificadas y en producción masiva lograron definir las tendencias del mercado.

En este nuevo escenario, Solis se posiciona en el nivel más alto, liderando con tecnología avanzada, certificaciones internacionales y producción a gran escala, consolidándose como pionera en el mercado global de inversores híbridos de 125 kW.

• Solis 125 kW: Estrategia y enfoque
• Mayo de 2025: Solis presentó su inversor híbrido mural de 125 kW durante Intersolar Europe 2025 (Múnich), marcando el inicio de las celebraciones por su 20° aniversario.
• 23 de septiembre de 2025: Se lanzó oficialmente al mercado el inversor híbrido de almacenamiento energético comercial e industrial de 125 kW, junto con la validación de su producción masiva, certificaciones globales, abastecimiento de inventario y estrategias de marketing online y offline.

La estrategia de Solis se basa en tres pilares fundamentales:

• Estrategia de producto: Enfocarse exclusivamente en inversores, colaborando con equipos especializados en soluciones de baterías. Esta estrategia enfocada permite a Solis sobresalir en lo que mejor sabe hacer: ofrecer inversores confiables y de alta calidad.
• Definición de producto: Priorización de los inversores híbridos con alta potencia, componentes premium y un retorno de inversión (ROI) sólido y sostenible.
• Cronograma de lanzamiento: Ser el primero en introducir innovaciones al mercado, marcando las tendencias de la industria.

III. Liderazgo sistémico: mucho más que una sola característica

En el mercado de inversores, es habitual encontrar productos que presumen parámetros llamativos como “cambio 0 ms”, “entrada máxima de 1250 V” o “16 unidades en paralelo”. Sin embargo, el verdadero desafío está en la optimización integral del sistema: integrar componentes complejos, mantener la rentabilidad, simplificar el mantenimiento, mejorar la escalabilidad, la compatibilidad y reducir los tiempos de entrega.

El Solis 125 kW aborda los dos grandes retos del sector:

• Integración compleja, múltiples componentes y lentitud en la entrega.
• Altos parámetros individuales pero baja eficiencia del sistema y bajo retorno económico.

La solución de Solis resuelve ambos desafíos mediante un diseño inteligente e integrado que aumenta la eficiencia y acelera la implementación.

• Primer gran avance: Adiós a los gabinetes PCS tradicionales todo en uno

Los ingenieros más experimentados recordarán las configuraciones clásicas de PCS + MPPT + STS + EMS en un solo gabinete, comunes en proyectos de microredes o islas. Este enfoque, aunque útil en su momento, implicaba grandes dimensiones, cableado complejo, altas tasas de fallo y mantenimiento difícil.

La tecnología evoluciona hacia mayor integración e inteligencia.
Así como las computadoras pasaron de ocupar una habitación a convertirse en laptops delgadas y potentes, el inversor Solis 125 kW representa un salto equivalente en diseño e integración.

• Alta integración – Control 4 en 1: Solis integra MPPT, PCS, conmutación red/aislada (STS) y EMS en un solo sistema de control unificado, probado en fábrica y listo para uso exterior (IP66). Esto permite una entrega más rápida, mejor respuesta y mayor estabilidad del sistema.
• Alta fiabilidad – Fuentes de calor separadas + protección reforzada: El diseño separa físicamente el sistema de control y el compartimento de baterías, evitando sobrecalentamientos y prolongando la vida útil. El nivel de protección IP66 garantiza durabilidad incluso en entornos adversos.
• Fácil mantenimiento – Enfriamiento inteligente + módulos reemplazables: Su diseño modular permite sustituir solo el componente afectado (batería o control) sin devolver el equipo completo a fábrica. El sistema de refrigeración por aire inteligente con diseño redundante elimina la necesidad de mantenimiento líquido, reduce fugas y minimiza costos de operación y mantenimiento.
• Mayor compatibilidad – Certificación desacoplada para uso global: El inversor admite múltiples marcas de baterías, simplificando la instalación y reduciendo los costos de certificación para un despliegue más ágil en mercados internacionales.

Segundo gran avance: Más eficiente y rentable

El diseño innovador del Solis 125 kW logra una eficiencia superior, mejor rendimiento y menores costos de sistema, brindando una ventaja competitiva significativa en aplicaciones de almacenamiento energético.

• Más energía – Aprovechando cada rayo de sol
  • Sobrecarga DC del 200% + salida real del 200%: Permite mayor generación y captura total de energía solar incluso en días soleados o con baja irradiación.
  • En un sistema típico de 250 kWp de módulos FV con inversor Solis 125 kW, se pueden generar 188 MWh adicionales por año, equivalentes a USD 37,600 (a USD 0.20/kWh) o 47,000 litros de diésel.
  • Corriente de módulo de 21A: Compatible con módulos bifaciales de alta potencia, minimizando las pérdidas por limitación de corriente.

• Más rápido y estable – Aprovechando cada instante de energía
  • 200A de carga/descarga: Reduce el tiempo de carga en un 30% respecto al estándar industrial (160A).
  • Sobrecarga fuera de red: Soporta 160% de potencia nominal durante 200 ms y 140% durante 10 segundos, ideal para cargas industriales pesadas.
  • Conmutación red/aislada <10 ms: Garantiza alimentación ininterrumpida para cargas críticas.

• Más inteligente – Energía donde más se necesita
  • Reserva flexible de SOC: Configurable entre 20% y 100% para garantizar respaldo ante cortes.
  • Prioridad de carga: Permite asignar energía a cargas críticas y generales, extendiendo el tiempo de respaldo.
  • Interfaz inteligente: Admite integración con inversores FV, turbinas eólicas, generadores y cargas inteligentes.

• Mejor compatibilidad – Ideal para retrofit y expansión
  • Compatibilidad con celdas de 100 a 314 Ah, adaptándose a las nuevas tendencias de mayor densidad energética.
  • Dos puertos de batería independientes para expansión flexible con distintas marcas o capacidades.
  • Acoplamiento dual DC/AC, facilitando la modernización de sistemas existentes.

• Más económico – Menor CAPEX y OPEX
  • Compatible con generadores pequeños (20–100% de potencia nominal), reduciendo costos de combustible y de inversión.

• Más fácil de usar – Amigable con el sitio de instalación
  • Pantalla industrial ZETTLER de 7”, 50% más grande, con interfaz dual app + panel local.
  • Expansión en paralelo hasta 10 unidades, cubriendo rangos de 250–1,250 kW con configuración flexible y estructura simplificada

Un solo 125 kW que lidera el mercado mundial de inversores

Mientras algunos competidores internacionales aún intentan lanzar modelos de 50 kW o permanecen en etapas de prototipo, Solis ya se adelanta con su inversor híbrido de almacenamiento energético de 125 kW, situándose a la cabeza del mercado.

Solis no solo está marcando un antes y un después en la integración solar–almacenamiento, sino que también supera a sus competidores en generaciones tecnológicas.

El inversor de almacenamiento de 125 kW no representa un punto final, sino un nuevo comienzo, en el que la ingeniería china continúa expandiendo los límites de la innovación, convirtiendo la luz solar en un activo totalmente gestionable y rentable.

La entrada Solis 125 kW: marcando el paso hacia la nueva frontera del almacenamiento energético global se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió la consulta pública para reglamentar su histórica primera subasta dedicada exclusivamente a sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), denominada “LRCAP 2026 – Almacenamiento”.

La propuesta, que estará en consulta durante 20 días en el portal Participa Mais Brasil, tiene por objetivo fortalecer la seguridad y continuidad del suministro eléctrico nacional. Para ello, se integrarán sistemas capaces de entregar potencia confiable de manera flexible, bajo despacho centralizado por parte del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). 

“El despacho de recarga y descarga será centralizado por el ONS, con el fin de garantizar la optimización operativa y la previsibilidad sistémica”, informa el MME.

Y tal como adelantó Energía Estratégica meses atrás (ver nota), solo podrán participar sistemas con una potencia mínima de 30 MW, capaces de entregar su máxima potencia por hasta cuatro horas diarias y recargarse completamente en un plazo máximo de seis horas. Además, deberán acreditar una eficiencia ida y vuelta igual o superior al 85 %.

Los adjudicatarios firmarán contratos de reserva de capacidad (CRCAP) con un horizonte de 10 años, comenzando el suministro el 1 de agosto de 2028. Y aquellos proyectos adjudicados tendrán derecho a una Receta Fija anual, pagada en 12 cuotas mensuales y ajustada por el Índice Nacional de Precios al Consumidor, condicionada al desempeño operativo del sistema.

En términos económicos, la energía utilizada para recargar las baterías y la que se inyecte al sistema será liquidada en el Mercado de Corto Plazo (MCP) al Precio de Liquidación de Diferencias (PLD). 

La diferencia resultante será cubierta por la Cuenta de Energía para la Capacidad de Reserva (CONCAP), evitando impactos tarifarios imprevistos. De este modo, el esquema busca equilibrar los ingresos de los operadores con la eficiencia sistémica.

Los sistemas BESS también podrán ser utilizados como instrumentos de flexibilidad operativa, mitigando rampas de carga y reduciendo vertimientos en momentos de alta generación renovable. 

Un cambio de paradigma para el sistema eléctrico brasileño

La publicación de esta ordenanza corona una discusión que viene madurando desde el año 2024. Originalmente, la subasta había sido proyectada para el 2025, bajo la Ordenanza N° 812/2024, que también fue sometida a consulta pública. 

No obstante, el proceso se postergó hacia 2026 para incorporar ajustes normativos esenciales, considerando que durante 2025, el sector energético brasileño se volcó al debate sobre la regulación del almacenamiento. 

Un punto clave ocurrió en agosto, cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publicó una nota técnica que sintetiza el consenso sectorial sobre la integración del almacenamiento como activo de red. La propuesta establece su incorporación en tres ciclos regulatorios, con foco en uso de red, tarifas y condiciones operativas.

Uno de los aspectos centrales es el tratamiento de los SAEs como usuarios del sistema eléctrico, con reglas claras para acceder y operar bajo contratos de uso del sistema de transmisión (CUST) y distribución (CUSD). A esto se suman ajustes tarifarios específicos para instalaciones co-localizadas, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con reducciones de hasta 15 % cuando no coinciden con los picos de carga.

También se proyecta una regulación diferenciada para eventos de “constrained-off” y curtailment, cuyo objetivo es minimizar los vertimientos de generación renovable por restricciones técnicas. Estas señales refuerzan el posicionamiento del almacenamiento como herramienta clave para alinear oferta y demanda en tiempo real.

La expectativa del sector ahora está puesta en el despliegue del LRCAP 2026 – Almacenamiento, una iniciativa que convierte al almacenamiento en pieza estratégica del Sistema Interconectado Nacional (SIN). 

La subasta está prevista para abril de 2026, y se perfila como un momento bisagra para el desarrollo masivo de tecnologías de almacenamiento. Brasil entra así en la nueva era de redes eléctricas inteligentes y resilientes, con una política pública que reconoce el valor del almacenamiento como infraestructura crítica para el futuro energético del país.

La entrada Brasil lanza a consulta pública su histórica primera licitación para proyectos BESS en 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

El debut de la eólica offshore en Colombia dejó más dudas que certezas. La primera subasta para adjudicar áreas costa afuera cerró con una única oferta presentada, en un proceso que buscaba habilitar hasta 3 GW de capacidad en el Caribe.

Ramón Fiestas, director para Latinoamérica del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC), fue directo: el país tiene una oportunidad real para consolidar su programa, pero el mercado “aún necesita madurar”.

“El marco institucional y normativo que se ha venido construyendo es bueno y se ha hecho de cerca con la industria, pero faltan piezas clave: definir el acceso a los puntos de conexión y cómo se integrará esta generación al sistema eléctrico”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.

El único oferente, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), presentó su propuesta y el Gobierno evalúa si cumple con los requisitos técnicos y financieros. “Lo más previsible —dijo Fiestas— es que se valide antes de fin de año, porque no se espera otra cosa diferente”.

Sin embargo, insistió en que el resultado no debe interpretarse como un fracaso, sino como una señal de que el sector todavía necesita despejar incertidumbres regulatorias. “Las empresas no están retirándose, simplemente esperan que el proceso madure para volver a participar”, sostuvo.

Entre los factores que frenaron la competencia, mencionó dos: la falta de definición sobre los puntos de conexión a red y la indefinición del mecanismo de retribución o esquema de contrato por diferencias.

Un proceso que debe reformularse

A finales de agosto el Gobierno publicó la Resolución 40337 de 2025 que puso en marcha el nuevo mecanismo de pago por diferencias (PpD), con la que por primera vez, cada adjudicatario firmará un contrato a 15 años con un precio base según la tecnología elegida: si el valor del mercado mayorista se aparta de ese precio, la diferencia la cubre el Estado cuando es negativa o la devuelve el generador cuando es positiva.

Según el Gobierno, este esquema brinda estabilidad financiera a los inversionistas, reduce la volatilidad tarifaria y diversifica la matriz eléctrica al incorporar tecnologías como la eólica costa afuera.

La resolución también fija requisitos técnicos y financieros diferenciados, y otorga a los adjudicatarios un permiso temporal de ocho años para evaluar el área y convertirlo, de ser viable, en una concesión de 30 años.

Pero para Fiestas “si se hubiera clarificado cómo se calculará el precio o cuáles serán los elementos del mecanismo, probablemente se habrían presentado más compañías” y explicó que el Gobierno ya analiza cómo relanzar el proceso con mayor información técnica y certezas sobre los costos de conexión.

Entre los desarrolladores habilitados por la ANH figuraron BlueFloat Energy, con el proyecto Vientos Alisios y otros cuatro en estudio; Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), que busca levantar el parque Barranquilla Offshore; los consorcios belgas Jan De Nul y DEME Celsia Offshore Wind; PowerChina y China Three Gorges Corporation del bloque asiático; además de Dyna Energy y la estatal Ecopetrol, que diversifica su portafolio con renovables.

Es importante mencionar que ya se están realizando estudios sobre infraestructura portuaria, maquinaria pesada y logística industrial necesaria para el despliegue de aerogeneradores en la costa que ayudarán a mejorar los proyectos.

“Hay un trabajo conjunto entre la industria y el Gobierno para construir el tejido que permita desarrollar los proyectos. Este esfuerzo es clave para conocer los costos reales y, a partir de ellos, definir una retribución que dé seguridad a los inversores”, subrayó Fiestas.

De acuerdo con el cronograma previsto, las empresas adjudicatarias contarán con hasta ocho años para desarrollar sus proyectos, por lo que no es imaginable que antes de ese plazo se vea un parque en operación.

No obstante, existe la posibilidad de que Colombia avance en proyectos piloto, como ocurre en Brasil, tal como comentó el referente de GWEC, aunque consideró que la estrategia nacional apunta a inversiones comerciales y de escala desde el inicio, por lo que no es una alternativa segura.

La entrada Las claves que dejó la subasta eólica offshore en Colombia: “El interés sigue, pero el mercado necesita madurar” se publicó primero en Energía Estratégica.

Queda sólo una semana para la presentación de ofertas de la Licitación de Suministro 2025/01 de Chile. El próximo viernes 14 de noviembre se entregarán las propuestas del proceso que subastará 1680 GWh para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 y solamente por un período de sólo cuatro años (hasta el 31 de diciembre de 2030 inclusive).

La convocatoria está segmentada en cuatro bloques zonales, y cada uno se subdivide en tres bloques horarios: el Bloque A cubre de 00:00 a 07:59 horas y de 23:00 a 23:59; el Bloque B, de 08:00 a 17:59; y el Bloque C, de 18:00 a 22:59. 

Sin embargo, una de las claves es que se trata de una licitación de corto plazo, por lo que desde el sector se anticipa que los PPAs no estarán apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes. 

“Los players naturales serán comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte”, aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

Y si bien en esta oportunidad no hay estímulo económico para las ofertas que tuvieran respaldadas parcial o totalmente con almacenamiento o generación renovable no variable, la industria energética no descarta que haya proyectos BESS que compitan por los 1680 MWh, especialmente en el caso de empresas que buscan securitizar ingresos futuros mediante contratos PPA o que disponen de portafolios de proyectos listos para materializar. 

“Son dos tipos de jugadores participarán ahora, sobre todo considerando que el riesgo de una sobre instalación de batería está a la vuelta de la esquina”, apuntaron. 

Todas estas orientaciones convierten al costo marginal en el principal punto de referencia para estructurar las ofertas, reemplazando al CAPEX (gastos de capital) como señal de precio. 

“Dependerá de la perspectiva de riesgo que tenga un jugador, de lo que espera del precio mayorista del mercado, que ha tendido a estabilizarse en los últimos meses”, analizaron desde la industria eléctrica. 

El antecedente más directo de precios en el mercado regulado es el resultado de la licitación de suministro 2023, en la que Enel se adjudicó la los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2 – la totalidad de la convocatoria) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

A partir de esa cifra, el mercado proyecta precios iguales o superiores a ese umbral de casi USD 56 MWh. Si bien no se descarta que surjan ofertas más agresivas, las condiciones actuales reducen el espacio para maniobras arriesgadas. 

“Puede haber precios más bajos, pero es complicado porque la licitación cuenta con poco volumen a subastar, sumado a que se deben considerar los indicadores del precio medio de oferta y el de adjudicación”, plantearon desde el sector. 

“En los últimos procesos hubo players que hicieron una jugada arriesgada fuera del mercado, con precios muy agresivos e insostenibles, y quedaron después del mercado con precios promedios, aunque fuera de la adjudicación. Eso podría pasar acá si alguien toma mucho riesgo”, agregaron con este portal de noticias. 

En paralelo, el escenario regulatorio añade un factor de incertidumbre difícil de ignorar. Tras el error en el cálculo de tarifa por parte de la CNE, se activó un “frenesí legislativo” que incluye propuestas con poco respaldo parlamentario pero potencial de impacto, como eventuales mecanismos de Precios Estabilizados al Cliente (PEC).

A esto se suma la incertidumbre por la definición del Decreto Supremo 125, considerado la última pieza pendiente para establecer las reglas operativas del almacenamiento, lo que también podría repercutir en la cantidad de oferentes como en que el mercado traspase esos riesgos de manera implícita con un precio más elevado

Es decir que el escenario competitivo de la Licitación de Suministro 2025/01 se diferencia claramente de los años más activos del mercado eléctrico chileno (hubo ciclos con decenas de oferentes y hasta precios récord) pero que también podría marcar una referencia clave para las renegociaciones previstas hacia 2026.

“El próximo viene con renovación de contratos de los jugadores restantes, que mirarán el precio de esta licitación como señal de precio”, proyectan. Por eso, más allá del volumen adjudicado, el llamado actual funcionará como un termómetro de apetito inversor y de posicionamiento estratégico.

“Las convocatorias de la CNE siempre son una buena señal para medir el interés del mercado”, concluyen desde el sector, que observan con atención lo que ocurra el próximo viernes. En juego no solo está la adjudicación de energía, sino también el rumbo que tomará el mercado eléctrico chileno en los próximos años.

La entrada Cuenta regresiva para la licitación de suministro 2025/01 de Chile: ¿Cuáles son las claves y qué precios esperar? se publicó primero en Energía Estratégica.

Costa Rica reforzó su posición como líder regional en energías limpias con una estrategia integral que combina nuevas licitaciones, proyectos emblemáticos y reformas regulatorias. Coincidiendo con el inicio de la COP30, la nación centroamericana se presenta con una matriz eléctrica que supera el 98% de generación renovable y un plan robusto para sostener ese liderazgo en el mediano y largo plazo.

“Costa Rica mantiene una de las matrices eléctricas más limpias del mundo”, afirmó Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, al destacar el reto de sostener esa ventaja competitiva frente al crecimiento de la demanda y los impactos climáticos.

Entre 2026 y 2034, el país desplegará nuevas plantas solares, repotenciará parques eólicos y sumará más de 100 MW de geotermia firme. En concreto, se prevé la entrada en operación de cinco plantas solares privadas y tres públicas a partir de 2027, así como la repotenciación del parque eólico Tejona en enero del mismo año.

A su vez, el proyecto Borinquen I (55 MW) ya se encuentra en construcción, y Borinquen II y PLB-01, también geotérmicos, apuntan a estar listos hacia 2032.

“La consolidación de la geotermia permitirá incrementar la oferta de energía firme y gestionable en la matriz”, destacó Alfaro Murillo.

Para cubrir la demanda durante esta transición, el ICE contempla la contratación temporal de 240 MW de generación térmica entre 2026 y 2028, asegurando confiabilidad mientras avanzan los nuevos proyectos y se moderniza la infraestructura hidroeléctrica existente.

El inicio de la COP30, que se desarrolla desde hoy, encuentra a Costa Rica en una posición activa en la agenda climática internacional. El país buscará ampliar su acceso a financiamiento climático, apelando a su compromiso ambiental, a pesar de su reciente clasificación como país de renta media-alta.

“La cumbre puede fortalecer la movilización de recursos internacionales, facilitar el acceso a tecnología y consolidar una cartera de proyectos bancables”, planteó la ejecutiva, quien resaltó el potencial de instrumentos como los canjes de deuda por clima y el blended finance para financiar geotermia, almacenamiento y eficiencia energética.

Sin embargo, el avance técnico no ha sido acompañado aún por una modernización normativa suficiente. Costa Rica carece de un mercado formal para servicios como regulación secundaria, respaldo de capacidad firme o flexibilidad. En este marco, Alfaro Murillo advirtió: “Se vuelve indispensable definir reglas que valoren la flexibilidad y el almacenamiento”, citando la necesidad de reconocer tecnologías como BESS, hidroeléctricas con embalse y geotermia modulable.

A pesar de que la Ley 10086 (2022) abrió el camino para el autoconsumo y las comunidades energéticas, persisten trabas tarifarias, de interconexión y administrativas. “Aunque se han abierto caminos, aún existen barreras tarifarias, de interconexión y procesos”, señaló la directora de Biomatec, quien propuso un reglamento operativo unificado entre ARESEP, ICE y las distribuidoras.

En paralelo, Costa Rica apunta a incorporar 120 MW de almacenamiento energético con duración de 4 horas entre 2031 y 2034, aunque aún no cuenta con un marco tarifario que reconozca su operación, interconexión y retribución.

Uno de los ejes técnicos del plan nacional es la ejecución del Plan de Expansión de la Transmisión (PET 2024–2034). Esta hoja de ruta contempla nuevas líneas y subestaciones para evacuar la generación variable prevista en Guanacaste, Puntarenas y la Zona Norte, así como el fortalecimiento de la interconexión con el Mercado Eléctrico Regional (MER).

“Es clave integrar el PET con el Plan Nacional de Energía 2025–2035 y los compromisos climáticos”, remarcó Alfaro Murillo, subrayando la importancia del planeamiento energético a largo plazo con criterios de sostenibilidad ambiental y social.

No obstante, la burocracia sigue siendo uno de los mayores obstáculos para el despliegue renovable, afectando incluso a proyectos estratégicos. “Muchos enfrentan demoras por trámites superpuestos entre MINAE, SETENA, CFIA, municipalidades y el propio ICE”, indicó la entrevistada, quien sugirió una ventanilla única energética o un fast-track verde para dinamizar la inversión nacional y extranjera.

“Estas medidas fortalecerán la competitividad del sistema eléctrico costarricense y facilitarán el acceso a financiamiento climático internacional”, concluyó Ana Lucía Alfaro Murillo.

La entrada Costa Rica lanza su mayor plan renovable en plena COP30: energía limpia y reglas nuevas se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más del 40% del market share en Perú, JA Solar fortalece su liderazgo en el segmento fotovoltaico, con presencia consolidada tanto en proyectos utility scale como en generación distribuida. Desde la compañía aseguran que esta posición privilegiada responde a una estrategia de largo plazo basada en productos con tecnología probada, bajo riesgo financiero y fuerte adaptación al territorio.

“La solución específica que estamos ofreciendo hoy en día es el módulo fotovoltaico, con foco en aquellos que tienen más track record de mercado, que son robustos”, manifestó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar, en el marco de una entrevista exclusiva en Future Energy Summit (FES) Perú.

Donzino explicó que uno de los objetivos principales de la compañía es reducir el riesgo del cliente al mínimo posible, especialmente en proyectos donde el componente financiero es determinante. “La forma de hacerlo es ofreciendo productos que están probados, que tienen un track record, que sabes que van a cumplir lo que prometen”, destacó.

Mire la entrevista completa con Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar: https://youtu.be/YAbYfR-XhuA

En este sentido, el módulo JAM66D45 se convierte en el producto insignia de la firma en el mercado local. “Es uno de nuestros módulos más probados en distintos ecosistemas. Está funcionando en condiciones como las del Perú: zonas desérticas, de altura con lluvia y otras con humedad”, detalló el ejecutivo. El portafolio se complementa con otras variedades de módulos, todos validados previamente en escenarios complejos.

Además del soporte tecnológico, JA Solar mantiene una presencia local integral, tanto comercial como técnica, que le ha permitido afianzarse en proyectos de gran escala. Entre los más emblemáticos se encuentra la adjudicación de CSF Illa en Arequipa de 472 MW, que será el parque solar más grande de Perú, en el segmento utility, así como el proyecto de generación distribuida más grande de agroindustria y otros desarrollos vinculados al autoconsumo. 

“Tenemos presencia con distribuidores, con proyectos grandes, tanto Infinity como agroindustria. La presencia en el mercado peruano es fuerte”, aseguró.

Cabe recordar que Christian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, aseguró en entrevista con este medio que prevén un pipeline de “800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”.

Desde su visión regional, Donzino considera que Perú está en la antesala de un crecimiento acelerado, impulsado por reformas regulatorias que destraben el desarrollo solar en autoconsumo. “Cuando esté habilitada la inyección a red, va a impulsar el mercado de generación distribuida en Perú”, sostuvo. 

La firma viene trabajando con dos distribuidores clave en el país y cree que su experiencia previa en ecosistemas similares, como el proyecto minero en Catamarca, Argentina, será clave para el crecimiento peruano. “Ya tenemos casos de aplicación reales y podemos trasladar esa experiencia al mercado peruano”, detalló Donzino, destacando cómo los aprendizajes regionales se transforman en ventajas competitivas.

En cuanto a los desafíos, el ejecutivo identificó en la normativa uno de los principales puntos de atención. Si bien el país cuenta con un entorno geográfico ideal para el desarrollo fotovoltaico —con zonas de alta radiación solar y condiciones térmicas favorables—, la falta de reglamentación clara sobre inyección a red y compensación de excedentes ralentiza el crecimiento de la generación distribuida.

Aun así, desde JA Solar creen que el avance es inevitable. “Nos estamos posicionando en la antesala de lo que es el boom, tanto en utility scale como en generación distribuida, con los nuevos reglamentos”, remarcóDonzino.

La compañía, fundada en 2005 y con sede en Shanghái, opera hoy con doce bases de producción y una red comercial global. Produce obleas, celdas, módulos y plantas fotovoltaicas, y ya ha suministrado más de 300 GW de potencia acumulada a nivel mundial. En 2023, se consolidó como el mayor proveedor global de módulos solares por volumen, según datos de InfoLink y PV Tech.

Con esta base, JA Solar ve a Perú como un mercado estratégico a mediano y largo plazo. “Contar con presencia local, una red consolidada de distribución, experiencia técnica y productos adaptados al entorno nos deja muy bien posicionados para acompañar el crecimiento que se viene”, concluyó el referente de la compañía.

La entrada JA Solar domina el 40% del market share en Perú y se anticipa al despegue de la generación distribuida se publicó primero en Energía Estratégica.

Nordex Group ve en Colombia una oportunidad estratégica para el crecimiento eólico en Latinoamérica. Con más de 80 GW contratados a nivel global, la compañía considera que el recurso en La Guajira es uno de los más competitivos del continente por su alto rendimiento y la posibilidad de generar energía estable durante todo el día.

Sin embargo, José Esteva, Technical Sales Engineer Latam de la compañía afirmó: “No hay forma de que ningún proyecto eólico aquí sea viable si no resolvemos la transmisión”, durante su participación en el Future Energy Summit Colombia.

El ejecutivo remarcó que, si bien existe un interés claro de inversión en el país, la infraestructura de transmisión representa el principal obstáculo para el desarrollo de nuevos parques y la entrada en operación de los ya adjudicados.

La falta de avance en la línea colectora no sólo retrasa el cronograma de los desarrolladores, sino que también incrementa los costos por equipos inmovilizados y afecta la confianza de los inversionistas internacionales.

La desactualización arrastra una compleja combinación de factores. El tramo adjudicado en 2019 debía entrar en operación el 30 de noviembre de 2022, pero se ha visto sujeto a extensos retrasos por más de 9 000 dias adicionales, según el consorcio ejecutor.

Entre las causas se han declarado: consultas previas con más de 200 comunidades étnicas que se extendieron debido a la pandemia; trámites de licencia ambiental aún pendientes; y concesión de servidumbres en zonas de difícil acceso.

En concreto, más de 1.5 GW de capacidad eólica adjudicada permanecen parados por esta obra. Según la compañía, la señal del mercado es clara: si se habilita la evacuación de energía, el capital podría activarse de forma inmediata para completar las obras y expandir la capacidad renovable del país.

“Las voces están elevadas. Lo que hay que hacer es escucharlas y poner en ejecución los cambios”, remarcó el representante de Nordex.

Además de la transmisión, existen otros desafíos que impactan la materialización del pipeline eólico colombiano. Entre ellos, la transportabilidad de equipos en ciertas regiones del país, donde puentes y accesos limitan el traslado de componentes de gran escala.

A su vez, se mencionó en el panel la importancia del vínculo con las comunidades como un factor clave para el desarrollo sostenible de los proyectos, una variable que —indicó el vocero— requiere tiempo, diálogo permanente y una comprensión precisa de cada territorio.

Superar estas limitaciones permitirá que el recurso eólico más competitivo de Latinoamérica —ubicado en la costa Caribe colombiana— pase del potencial a la operación, consolidando nuevas inversiones y aportando energía firme al sistema eléctrico nacional.

Adaptarse al mercado colombiano

En la lista de proyectos en los que Nordex está involucrada se señalaron aquellos que trabajan con la modalidad de contratación, donde se ofrece al mercado dos esquemas según la experiencia y necesidades del desarrollador.

“Para clientes con menos experiencia trabajamos con un modelo llave en mano, donde asumimos obra civil, eléctrica y montaje del aerogenerador”, explicó Esteva.

Por otra parte, para operadores con mayor trayectoria y control sobre el proyecto, la propuesta más común es el modelo Turbine Supply Agreement (TSA), que garantiza el suministro, montaje y comisionamiento del aerogenerador con fechas acotadas, permitiendo optimizar costos y eficiencia en la ejecución.

En este marco, Nordex considera que el país se encuentra frente a un punto de inflexión: con decisiones rápidas sobre infraestructura y gestión territorial, Colombia podría recuperar el ritmo de ejecución y posicionarse como un hub eólico de referencia en la región andina.

La entrada Nordex exige acelerar líneas de transmisión para habilitar nuevas inversiones eólicas se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala atraviesa una crisis energética causada por el crecimiento desordenado de la generación renovable, sin infraestructura de respaldo ni mecanismos de flexibilidad. A pocos días del inicio de la zafra 2025-2026, el sistema eléctrico ya registra vertimientos en plantas como Chixoy y Aguacapa, con excedentes de entre 100 y 250 MW. Los precios spot han caído a 0,63 USD/MWh, en un contexto de inestabilidad regional creciente.

“Tal como había predicho, el exceso renovable está empujando al sistema eléctrico al límite”, señaló Ottoniel Isaías Alfaro, presidente de la Asociación de Autoproductores con Energías Renovables de Guatemala (AAERG).

La sobreoferta afecta especialmente a los autoproductores, que hoy enfrentan restricciones operativas, dificultades para comercializar su energía y pérdidas económicas por no poder vender lo generado.

“Estos precios spot bajos crean un espejismo que podría inducir decisiones erróneas, como evitar invertir o reinvertir en sistemas de autoproducción”, advirtió. El precio promedio bajó más del 40% en un año: de US$214/MWh en mayo de 2024 a US$124/MWh en el mismo mes de 2025.

“Los vertimientos forzados implican un desperdicio de energía generada, sin ingresos por exportación o venta”, agregó. Las pérdidas en este escenario podrían superar los millones de dólares para un sector que recientemente instaló más de 200 MW entre autoproductores y generación distribuida.

El entrevistado apuntó a la raíz del problema: la ausencia de planificación. “Guatemala lleva más de cinco años sin una licitación ni un plan integral para el crecimiento en energía y su transporte”, afirmó. La reciente PEG-5-2025 fue lanzada para ofrecer contratos a 15 años, pero llega tarde y no responde a los desafíos actuales.

La licitación PEG-5-2025, publicada por el Administrador del Mercado Mayorista (AMM), contempla la adjudicación de hasta 235 MW de potencia firme y energía asociada para nuevos proyectos con inicio de suministro a partir de 2027. Sin embargo, diversos actores del sector cuestionan que su alcance es insuficiente frente a la magnitud del crecimiento renovable y la falta de infraestructura de respaldo como el almacenamiento.

Además, cuestionó los límites de la Política Energética 2019-2050: “No contempla el derecho a consumir la energía y luego venderla; solo lo renovable tiene ese privilegio, lo que restringe el campo de acción”.

Desde la Asociación, proponen habilitar almacenamiento con baterías como solución prioritaria y activar el mercado minorista para los autoproductores para un mayor sentido económico a la inversión, tomando como referencia el financiamiento por US$250 millones del BID en 2025 para minirredes rurales con baterías.

El marco normativo actual tampoco facilita las inversiones. “El gobierno debería implementar un plan de educación sobre energías renovables e incentivos para quienes realicen estas inversiones”, planteó, proponiendo incorporar créditos fiscales para baterías, como en proyectos regionales que alcanzan hasta 30% de penetración renovable con respaldo.

Frente al inicio inminente de la zafra, la ventana de tiempo para corregir es mínima. “A menos de dos semanas de la zafra, sería conveniente evaluar los parámetros de operación seguros de los cogeneradores”, propuso. Con proyecciones hidrológicas poco favorables, reconoció que “es casi inevitable evitar estos vertimientos sin comprometer a la agroindustria”.

En ese marco, AAERG exige actualizar la Estrategia para la Transición Energética, propuesta por AGER, que busca evitar desequilibrios como los registrados en mayo de 2025. También llaman a establecer alianzas público-privadas para almacenamiento y diversificación, con inversiones superiores a US$8.000 millones y capacidad de llevar el sistema al 88% de generación renovable integrada.

“Queda mucho camino por recorrer”, concluyó Alfaro. Pidió a las autoridades abrir espacios de diálogo técnico-financiero con los distintos sectores. “Superamos los 200 MW instalados y evitamos cortes en los dos últimos veranos”, recordó. A su juicio, sin una acción estructural e inmediata, el sistema volverá a tropezar con los mismos errores que hoy generan pérdidas, ineficiencia y desconfianza en las inversiones renovables.

La entrada AAERG exige acción urgente con baterías para evitar crisis ante el aumento de vertimientos renovables en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

La construcción de granjas solares de 1 MW de capacidad se perfila como uno de los segmentos más dinámicos de la transición energética en Colombia. Una historia detrás de esta realidad es la de Acema Ingeniería, compañía que en tres años pasó de ser contratista en obras eléctricas a convertirse en una de las principales desarrolladoras de generación distribuida del país, con 20 plantas en ejecución y una meta de 300 proyectos en los próximos años.

“El mercado colombiano ofrece una oportunidad única: un entorno regulatorio que facilita los permisos, estabilidad climática y alta radiación solar durante todo el año”, explicó Alejandro Zapata Ferraro, CEO de Acema Ingeniería.

En diálogo con Energía Estratégica, el ejecutivo afirmó que la Resolución CREG 174 fue clave para habilitar proyectos de pequeña escala con trámites de conexión más ágiles —en algunos casos, de hasta 90 días—, lo que atrajo a nuevos inversionistas y generó una ola de desarrollo local.

Las granjas de 1 MW, con una inversión promedio de un millón de dólares, se convirtieron en un modelo replicable y financieramente atractivo.

“Encontramos este espacio donde el retorno está asegurado por la estabilidad del recurso solar y la demanda constante de energía”, destacó Zapata, quien adelantó que Acema ya trabaja con clientes como ERCO, Sun Colombia y la estatal Urrá, además de iniciar su expansión internacional en República Dominicana, Ecuador, Argentina y Paraguay.

El crecimiento de la compañía refleja la maduración del segmento: en 2024, Acema aumentó sus ingresos un 367%. Su meta para 2025 es construir una granja solar de generación distribuida en un máximo de 120 días, cumpliendo con los estándares de seguridad y normatividad nacional e internacional.

De acuerdo con datos del sector, entre 2018 y 2023 se instalaron alrededor de 150 MW de energía solar de pequeña escala y generación distribuida en Colombia, pero el crecimiento se aceleró notablemente a partir de 2024. Ese año, el país sumó más de 215 MW adicionales y alcanzó una capacidad acumulada cercana a los 450 MW en autogeneración y mini-granjas solares,

Zapata enfatizó, sin embargo, que el desafío para un mayor despegue de estas tecnologías no sólo es técnico sino institucional, ya que «son necesarias garantías jurídicas y acceso a financiamiento estable». De esta manera señaló que aunque los incentivos tributarios ayudan, el país debe ofrecer más seguridad a los inversionistas con el respaldo de deuda.

Asimismo, de cara a un 2026 con elecciones, manifestó la importancia de que la próxima administración priorice una visión de largo plazo para evitar riesgos de racionamiento o apagones y consolidar la confianza del sector privado.

La expansión de las granjas solares de 1 MW marca un cambio de escala en la transición energética colombiana: una generación más descentralizada, accesible y con impacto directo en comunidades y empresas. En ese escenario, Acema Ingeniería emerge como ejemplo del potencial que puede alcanzar la generación distribuida cuando la innovación técnica se combina con visión empresarial.

La entrada Las granjas solares de 1 MW ganan terreno en Colombia: Acema Ingeniería acelera su expansión con una meta de 300 plantas se publicó primero en Energía Estratégica.

La reducción de peso, la preservación estructural y la eficiencia operativa son los pilares de la solución que S-5! propone para el montaje de sistemas fotovoltaicos sobre cubiertas metálicas. Su producto estrella, el PVKIT®, es el primer sistema del mundo que elimina el uso de rieles en la fijación de módulos solares, optimizando recursos tanto en la logística como en el terreno.

El PVKIT® permite una instalación directa sin perforaciones, una ventaja crítica para la industria solar que busca evitar filtraciones y conservar las garantías estructurales de las cubiertas. Su diseño está orientado a lograr una fijación resistente, rápida y duradera, compatible con una amplia variedad de techos metálicos, incluyendo superficies curvas, trapezoidales y onduladas.

“El sistema preserva la integridad del techo, manteniendo la garantía gracias a su instalación sin perforaciones”, destacan desde S-5! en el PVBook 2025, el catálogo digital internacional elaborado por Energía Estratégica que reúne fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.

El sistema de S-5! se entrega con piezas pre-ensambladas, lo que facilita el transporte, reduce el volumen total —a solo el 10% del que requieren las estructuras con rieles— y disminuye la huella de carbono de forma significativa. 

Esta característica reduce los tiempos de instalación en al menos un 30%, permite un montaje más limpio, minimiza la cantidad de personal requerido en obra y reduce la huella de carbono en un 85%. 

Con apenas tres componentes, el PVKIT® es 85% más liviano que los sistemas tradicionales y distribuye la carga estructural un 25% mejor, lo que lo convierte en una solución ideal para proyectos con restricciones de peso o con limitaciones estructurales, como sucede en naves industriales o cubiertas sin soporte intermedio.

Un ejemplo contundente de su aplicabilidad se concretó en San Pedro Sula, Honduras, donde se desarrolló la instalación solar sobre techo curvo más grande de Centroamérica: un sistema de 2.46 MW distribuido sobre 27 techos engargolados autosoportantes dentro de un parque industrial. El proyecto fue ejecutado por SEL Energía, división solar de Dicoma Corporación.

La instalación se realizó bajo condiciones técnicas exigentes: sin posibilidad de colocar estructuras de soporte adicionales, con estrictas restricciones de carga y sin permitir más de tres operarios simultáneamente sobre cada techo.

La solución combinó el sistema PVKIT® con la abrazadera S-5-H™ Mini, logrando una fijación directa y segura sin afectar la curvatura ni la estanqueidad de las cubiertas. Esta solución no solo cumplió con los requerimientos estructurales y estéticos del cliente, sino que también permitió reducir significativamente los tiempos y costos de instalación.

“Al representar solo el 10% del volumen de sistemas tradicionales, también es más fácil de transportar al sitio de instalación”, detallan desde S-5!.

En cuanto a certificaciones, el sistema cuenta con homologación UL, pruebas de carga validadas por laboratorios independientes y está 100% fabricado en Estados Unidos, garantizando estándares de calidad industrial para aplicaciones en mercados exigentes. Además, S-5! ofrece una garantía de por vida sobre sus componentes.

Por lo que en un contexto donde los proyectos fotovoltaicos requieren máxima eficiencia sin comprometer la seguridad, S-5! entrega una solución probada que responde con innovación a los desafíos técnicos y logísticos del sector solar. Y gracias al PVKIT®, los desarrolladores pueden avanzar en sus instalaciones con mayor agilidad, menores riesgos y un ahorro tangible en costos de instalación y transporte.

La entrada Menos peso, más eficiencia: la propuesta de S-5! para fijaciones sin perforaciones en proyectos solares se publicó primero en Energía Estratégica.

El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES Chile), consolidando su posición como el mayor encuentro estratégico de la región para el sector de energías renovables. 

Durante dos jornadas de sesiones de alto nivel, los principales referentes empresariales y gubernamentales debatirán las tendencias clave para acelerar la transición energética en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

El evento contará con transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y será una nueva oportunidad para ampliar la cooperación entre el sector público y privado, con énfasis en tecnologías que permitan escalar el despliegue de renovables en contextos de alta penetración y congestión de redes.

El segundo día del evento – jueves 27 de noviembre – estará completamente enfocado en el desarrollo de soluciones de almacenamiento de energía, bajo el marco de la BESS Session, un bloque temático que abordará los retos de corto, mediano y largo plazo para integrar almacenamiento como componente estructural del nuevo paradigma energético regional.

La jornada se abrirá con un Desayuno de Networking VIP, encabezado por el Subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos Barrera, junto a altos ejecutivos de compañías tecnológicas, desarrolladoras, entidades financieras y organismos multilaterales. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Posteriormente, se desarrollarán paneles enfocados en el rol estratégico del almacenamiento como catalizador para la expansión renovable, la optimización del despacho eléctrico y la descarbonización efectiva de las matrices energéticas.

La BESS Session contará con la participación de referentes institucionales como Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, y Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

A ellos se sumarán referentes como José Tomás Ewing Soffia, senior sales manager de JA Solar, Vicente Walker, head of Trina Storage LAC de Trina Storage, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy, representantes de Sungrow, Nextracker y Clou Energy, además de Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, firma que será Storage Elite Partner de FES, reforzando su liderazgo en soluciones avanzadas de almacenamiento a gran escala.

La elección del enfoque responde al contexto de fuerte dinamismo en el mercado chileno, donde el almacenamiento ha ganado centralidad tanto en la planificación energética como en las decisiones de inversión. 

Actualmente, el 58% de la capacidad en construcción en Chile corresponde a sistemas BESS, superando los 10000 MW en desarrollo y anticipando objetivos que, oficialmente, se habían proyectado para una década más adelante. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Chile podría superar los 2 GW operativos en almacenamiento para enero de 2026, mientras que la capacidad instalada proyectada alcanzaría los 8,6 GW en 2027, por encima de la meta de 6 GW al año 2050.

La incorporación de baterías ya está generando impactos concretos en los costos marginales del sistema. Autoridades del gobierno han destacado que, gracias al almacenamiento, se ha logrado reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones, mejorando la rentabilidad de los desarrollos solares y la eficiencia del sistema eléctrico.

En línea con otras ediciones regionales de FES, la edición chilena de 2025 proyecta una mirada estratégica desde el Cono Sur, integrando visiones regulatorias, técnicas y de negocio que permitan escalar soluciones de almacenamiento con impacto regional. 

Como en cada encuentro, se prevé una fuerte participación de actores del sector privado, organismos multilaterales, gobiernos y proveedores tecnológicos de primer nivel. Y además de los contenidos técnicos, FES Chile se destacará por ofrecer espacios de networking de alto valor, donde se promoverán alianzas y acuerdos clave para la ejecución de proyectos que fomenten la transición energética a nivel regional.

ENTRADAS DISPONIBLES

La entrada El almacenamiento marcará el pulso del segundo día de FES Chile 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La integración del almacenamiento energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de México comenzó a tomar forma con proyectos liderados por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras el sector privado impulsa soluciones híbridas asociadas a generación solar. Sin embargo, aún persisten desafíos clave en materia regulatoria y de monetización.

En diálogo con Energía Estratégica, Ricardo Fonseca Cornejo, ingeniero y analista independiente del sector, explicó que “CFE impulsó el almacenamiento como una herramienta de política pública para reforzar la confiabilidad del SEN, mientras que los privados lo ven como una solución estratégica para esquemas híbridos y aplicaciones industriales”.

Uno de los principales casos de esta política es Puerto Peñasco en Sonora. Un proyecto estatal que ya cuenta con 72 MW de baterías operativas en sus dos primeras fases, y su tercera etapa —actualmente en contratación— contempla 103 MW adicionales de tres horas de duración. “Este proyecto alcanzará 1.000 MWac de capacidad fotovoltaica y hasta 271 MW de almacenamiento entre todas sus etapas”, detalló Fonseca.

Del lado privado, las iniciativas se concentran en parques industriales y centros de datos en estados como Campeche, Hidalgo y Tamaulipas. En estos entornos, los desarrolladores integran baterías desde el diseño para aprovechar arbitraje energético, mitigar picos de demanda y garantizar resiliencia. “Hoy, los modelos más viables son el arbitraje energético y la resiliencia corporativa, especialmente en sectores con alta sensibilidad al suministro eléctrico”, señaló el especialista.

A nivel normativo, el Acuerdo A/113/2024, publicado en marzo de 2025, representó un avance decisivo al reconocer formalmente a los sistemas de almacenamiento dentro del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). No obstante, su implementación está supeditada a que el CENACE finalice, antes de marzo de 2026, la adecuación de los procedimientos de interconexión, despacho, operación y facturación.

Mientras tanto, existen todavía factores estructurales que dificultan el cierre financiero de nuevos proyectos. “Persisten vacíos que afectan la confianza de los inversionistas, en particular la ausencia de esquemas claros de remuneración para servicios auxiliares”, advirtió Fonseca.

Monetización pendiente y lecciones desde la región

En la actualidad, el costo nivelado del almacenamiento (LCOE) en México ronda los 120 dólares por MWh, dependiendo de la duración, configuración y servicios prestados por el sistema. Según representantes del sector, esta cifra acentúa la necesidad de contar con mecanismos de ingresos estables para garantizar la viabilidad económica de las inversiones.

La monetización de los servicios auxiliares sigue siendo una tarea pendiente. Fonseca sostuvo que “la evolución natural será pasar de esquemas implícitos a mecanismos de pago por desempeño, donde se reconozca la rapidez y precisión con que los sistemas de almacenamiento pueden responder en frecuencia, tensión o arranque en negro”. Para ello, será clave que las autoridades definan productos específicos, metodologías de medición claras y reglas operativas adaptadas a las capacidades de los SAE.

“Se necesitan reglas transparentes para seguir la energía cargada desde la red y garantizar que los ingresos estén bien calculados”, planteó el ingeniero, y advirtió que, sin ingresos predecibles y bancables, el almacenamiento no podrá consolidarse como actor estratégico en la operación del sistema.

En ese sentido Fonseca destacó las experiencias de Chile y Brasil como lecciones claras. “En el mercado chileno los proyectos escalaron cuando se crearon productos específicos como la capacidad firme o el desplazamiento solar, con ingresos explícitos y señales claras de mercado. En el caso de Brasil, el marco normativo favoreció la flexibilidad para que usuarios residenciales, comerciales e industriales integraran baterías en esquemas de generación distribuida y microrredes”, apuntó.

Gigafactorías, litio y T-MEC: una oportunidad industrial para México

Más allá de la dimensión técnica y de mercado, México cuenta con una oportunidad industrial clave en el contexto de la transición energética global. Fonseca considera que el país podría jugar un rol relevante en la cadena de valor de las baterías si articula algunos frentes como el acceso a minerales estratégicos como el litio en Sonora, su capacidad industrial y manufacturera consolidada y su posición geopolítica favorable bajo el T-MEC.

“El aprovechamiento del litio dependerá de resolver retos legales, tecnológicos y de financiamiento. En la parte industrial el país tiene  experiencia en cadenas automotrices y electrónicas que pueden escalar hacia el ensamble de módulos, packs y sistemas BESS. La tercera es la tecnológica y de reciclaje, con potencial para capturar valor en procesos de reutilización y en la integración de nuevas químicas de baterías.

 “Si México logra articular estas tres vertientes con certidumbre regulatoria e incentivos claros, podrá trascender la simple extracción de materias primas y consolidarse como un hub regional de producción y almacenamiento energético en la próxima década”, concluyó.  

La entrada CFE prepara proyectos de almacenamiento mientras privados apuestan por modelos híbridos en busca de señales de mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

Las micro y pequeñas empresas (MYPE) de Perú podrán acceder al mercado libre de electricidad para contratar directamente su suministro, reduciendo así sus costos energéticos y mejorando su competitividad. La norma fue aprobada por insistencia en el Congreso, luego de que el Ejecutivo observara su impacto en el sistema eléctrico. La medida establece condiciones claras y un cronograma progresivo para su implementación hasta 2030.

El dictamen de insistencia aprobado en octubre de 2025 reúne cuatro iniciativas legislativas de distintas bancadas y tiene como fin fortalecer la productividad de las MYPE y promover la reactivación económica nacional. La norma dispone que aquellas empresas que cumplan con ciertos requisitos puedan negociar en el mercado libre en lugar de estar sujetas a tarifas reguladas.

“El objeto de esta ley es permitir a las MYPE reducir sus costos energéticos accediendo al mercado libre de electricidad, contribuyendo a su productividad y competitividad”, plantea la autógrafa aprobada por el Congreso. Esta decisión parte del reconocimiento de que el costo de la energía representa una carga estructural crítica para este segmento empresarial, que representa más del 99% de las unidades productivas del país y genera la mayor parte del empleo.

Para acceder al mercado libre, las empresas deben estar inscritas en el Registro Nacional de la Micro y Pequeña Empresa (REMYPE) y contar con una demanda anual mínima, que se irá reduciendo de forma progresiva. Entre 2026 y 2027 se exigirá una demanda mayor a 150 kW, entre 2028 y 2029 bajará a 100 kW, y desde 2030 será suficiente con superar los 50 kW, sin sobrepasar los 2500 kW.

“Esta transición gradual ofrece previsibilidad a los actores del mercado y asegura una adaptación ordenada del sistema eléctrico”, sostiene el dictamen del Congreso, que subraya que la medida se alinea con el marco normativo de la Ley 28832, orientada a garantizar un suministro eficiente.

La norma también define parámetros técnicos como la “máxima demanda anual” y la “máxima demanda mensual”, en base a los cuales se calcula la elegibilidad para ingresar al mercado libre. “El promedio de los valores más altos de demanda de los últimos doce meses será el criterio de acceso”, establece el artículo 3 de la ley.

Un punto central de la norma es la asociatividad entre MYPE, a través de consorcios o agrupaciones que compartan el mismo circuito eléctrico y que puedan sumar una demanda conjunta superior a los 2500 kW. Esta figura permitirá que empresas que por sí solas no alcanzarían el umbral puedan ingresar al mercado libre.

“El Estado promoverá la asociatividad entre MYPE para consolidar su demanda y facilitar su acceso al mercado libre, priorizando aquellas ubicadas en la misma zona o circuito eléctrico”, indica la ley. Estas asociaciones, si están legalmente constituidas, serán reconocidas como sujetos habilitados para contratar energía de forma conjunta.

Frente a la preocupación del Ejecutivo por los posibles riesgos financieros de esta figura, el Congreso subraya que la asociatividad ya está contemplada en la legislación nacional como una herramienta válida para mejorar la competitividad empresarial. Además, advierte que el reglamento podrá definir garantías y mecanismos de pago compartido para mitigar riesgos.

Otro componente clave de la norma es la capacitación. El Ministerio de la Producción y el Ministerio de Energía y Minas estarán encargados de diseñar programas formativos para explicar a las MYPE cómo funciona el mercado libre, cuáles son sus beneficios y qué requisitos deben cumplir.

“Las capacitaciones tendrán enfoque territorial y deberán ser técnicas pero accesibles, para que las empresas puedan tomar decisiones informadas”, señala el artículo 5 de la norma. Las acciones se realizarán en coordinación con gobiernos regionales, locales y entidades privadas, con el objetivo de asegurar una implementación efectiva.

La autógrafa también recibió observaciones del Poder Ejecutivo, que expresó preocupación por los efectos regulatorios y contractuales que podría generar la migración masiva de usuarios al mercado libre. Señaló posibles impactos en la cadena de pago, riesgos de sobrecontratación en las empresas distribuidoras y falta de justificación técnica.

“El nuevo umbral podría ser visto como discriminatorio hacia los usuarios con demanda menor a 50 kW”, advertía el Ejecutivo en el Oficio 176-2025-PR. También señaló que la reforma podría vulnerar la predictibilidad del sistema eléctrico.

Sin embargo, la Comisión de Energía y Minas rechazó estas observaciones y defendió la constitucionalidad y viabilidad de la medida. “La progresividad del cronograma garantiza seguridad jurídica, y existen mecanismos regulatorios ya vigentes para afrontar riesgos como la sobrecontratación”, argumenta el dictamen aprobado.

La insistencia fue respaldada por una mayoría del Congreso, incluyendo a los congresistas Wilson Soto Palacios, Ilich Fredy López Ureña, Hernando Guerra García Campos y Jorge Luis Flores Ancachi, autores de los proyectos legislativos que dieron origen a esta norma.

“Negar esta posibilidad bajo el argumento de riesgo perpetúa la desigualdad frente a los grandes consumidores que ya pueden negociar directamente sus tarifas”, manifiestan los impulsores de la ley.

Desde el Congreso se destacó además que la medida responde a experiencias regionales, como las promovidas por la CEPAL y la OCDE, que impulsan el acceso a servicios energéticos competitivos como estrategia de desarrollo productivo. El caso de Uruguay fue citado como referencia positiva.

Con esta decisión, el Perú avanza en una reforma que apunta a democratizar el mercado eléctrico, generar condiciones de competencia y fortalecer la base productiva de sus MYPE, en línea con los principios constitucionales de equidad, eficiencia y sostenibilidad.

1762182350474 (1)

La entrada Perú habilita a las MYPEs a negociar electricidad en el mercado libre para bajar costos y aumentar su productividad se publicó primero en Energía Estratégica.

Los precios de la energía renovable en Perú se ubican entre los más competitivos de la región, con márgenes que van de 25 a 40 dólares por MWh, según expuso Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, durante el Future Energy Summit (FES) Perú realizado el pasado 29 de septiembre en Lima.

El ejecutivo explicó que estos precios se sustentan en condiciones técnicas y geográficas privilegiadas. “La solar tiene centrales que tienen un factor de carga de 32%, eólicas 50-55% e hidroeléctricas 65-70%”, detalló.

 A esto se suman otros elementos que hacen viable el modelo. “Tienes buen sol, buen viento, buena cantidad de agua. Matemáticamente, a una buena tasa de financiamiento y con un buen CAPEX, los precios son competitivos”, sostuvo Grande.

Sin embargo, advirtió que este nivel de competitividad no se podrá sostener sin reformas regulatorias, de modo que se espera que en los próximos meses se publique el reglamento y sirva de «efecto exponenciador” que permita la entrada de nuevos actores en condiciones más libres.

“Estamos esperando ese cambio regulatorio para que ya explote la implementación de proyectos por desarrolladores independientes, que no necesiten salir a contratar con un incumbente para poder materializarse”, explicó.

“Tenemos una política energética nacional que creo que necesita una actualización, que merece una actualización. Perú no se puede dar el lujo de utilizar cinco años de vida y crecimiento del país para buscar un resultado”, agregó.

Y apuntó que el país debe consolidar un entorno normativo que garantice continuidad, competitividad y dinamismo.

EDF Perú ya opera y proyecta grandes inversiones para acompañar esta visión. Actualmente desarrolla dos proyectos renovables de 200 MW cada uno, en tecnologías solar y eólica. Además, lidera el despliegue de Amazonas Energía Solar, que instala plantas solares con almacenamiento en 10 ciudades de la Amazonia.

Entre los proyectos más relevantes se encuentra uno ubicado en Iquitos, que apunta a abastecer una ciudad de aproximadamente 100.000 personas. Y en generación firme, la compañía culminó la ejecución de la hidroeléctrica Huanchorro que hoy se encuentra en operación.

“El país tiene un buen potencial solar  y eólico, pero energía a las 24 horas renovable creemos que todavía es más consciente desde la hidroeléctrica”, planteó Grande. Para la compañía, una matriz equilibrada requiere respaldo firme que complemente lo intermitente.

En ese contexto, el almacenamiento adquiere una relevancia estratégica, especialmente en zonas donde el acceso es limitado. “Más de dos millones de peruanos viven en lugares donde no hay energía confiable. Entonces el almacenamiento ayuda a tener energía confiable, segura y asequible”, indicó.

Pero esta tecnología también necesita reglas claras que la hagan viable a gran escala en sistemas de almacenamiento. La expectativa es que se habilite un marco que permita combinar distintas fuentes de ingresos, tal como ocurre en otros mercados desarrollados.

Finalmente, el CEO de EDF Perú llamó a actuar con urgencia. “Una vez que tienes un precio de gas subsidiado, eso también tiene un efecto muy fuerte en el precio al cual tienes que referenciar”, planteó subrayando la oportunidad de consolidar un mercado competitivo existe, pero que requiere una regulación alineada con los desafíos actuales y futuros.

La entrada EDF Perú destaca precios de 25 a 40 USD/MWh y pide reglas que consoliden su competitividad se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Colombia confirmó que el megaproyecto eólico Jemeiwaa Kai, desarrollado junto a Ecopetrol en La Guajira, iniciará su construcción en 2026. La iniciativa contempla cuatro parques eólicos con una potencia total de 549 MW en su primera etapa, conectados a través de la línea Colectora del Grupo Energía Bogotá, y se posiciona como una de las inversiones más ambiciosas del sector renovable colombiano.

Pero detrás del anuncio hay una visión más amplia: la apuesta de AES por una matriz híbrida y regionalmente integrada.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el gerente comercial y de regulación de AES Colombia, Jhon Alberto Castillo Villamil, explicó que los grandes generadores están llamados a liderar la transición energética sin comprometer la fiabilidad o la confiabilidad del sistema.

“Es necesario tener portafolios diversificados, con energías de respaldo. Yo necesito hacer una combinación de fuentes de energía para incluso poder formar un concepto de complementariedad y de baterías naturales”, sostuvo el ejecutivo.

A partir de ese concepto, considera que es tarea de los grandes generadores, «por su capacidad de inversión», asumir los costos de innovación para el escalamiento tecnológico, iniciando la próxima etapa de la transición con una articulación efectiva entre generación, almacenamiento y redes.

Colombia se encuentra en un punto de inflexión: con una demanda en crecimiento, zonas interconectadas de forma desigual y una dependencia hídrica que exige diversificación urgente. En ese marco, AES busca consolidar un portafolio híbrido —eólico, solar, hidráulico y de almacenamiento— capaz de sostener la expansión industrial y regional del país.

El enfoque, insistió Castillo, no se limita a la eficiencia técnica. Requiere integrar desde el inicio criterios de sostenibilidad social y ambiental que refuercen la aceptación local de los proyectos.

“El desarrollo energético debe concebirse con una visión de territorio, de largo plazo y de confianza, no sólo desde la visión del cumplimiento de objetivos ambientales, sino que esto realmente se materialice en la generación de valor hacia las comunidades”, puntualizó.

Desde esa mirada, AES Colombia busca proyectar los futuros megaproyectos —como Jemeiwaa Kai— no solo como fuentes de nueva capacidad, sino como modelos de transición ordenada, donde la innovación tecnológica y la participación comunitaria convivan bajo un mismo objetivo: garantizar seguridad energética con impacto positivo en los territorios.

El desarrollo en La Guajira plantea desafíos estructurales que AES deberá sortear para concretar su visión. Además de las limitaciones en infraestructura eléctrica y vial, se da una compleja trama de relacionamiento social que exige estrategias de diálogo sostenido con las comunidades étnicas.

Estos factores han ralentizado el avance de los proyectos eólicos, pese al recurso de viento de clase mundial que caracteriza la zona y los proyectos aprobados superan los 2 GW de capacidad.

La entrada AES Colombia confirma el avance del megaproyecto eólico junto a Ecopetrol y refuerza su estrategia de diversificación energética se publicó primero en Energía Estratégica.

Alberto Cuter, vicepresidente para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, compartió su recorrido profesional y su visión actual del mercado fotovoltaico global en el marco de una entrevista exclusiva durante Future Energy Summit (FES) Perú.

Formado como ingeniero electrónico en el Politécnico de Milán, su primer trabajo fue en la Sociedad de Telecomunicación Italiana. Con tan solo 28 años lideraba un equipo de 300 técnicos, pero su vocación iba más allá de lo técnico. “Desde que era pequeño, yo quería hacer algo. A los 18 años organicé una reforestación en la ciudad donde nací y una noche, junto a 500 vecinos, plantamos 300 árboles ”, rememoró. 

Tras una etapa como empresario en el auge de las dotcom, su salto al mundo de las energías renovables no fue casual. “La telecomunicación empezó a ser muy aburrida, era solo control de coste. Así que empecé de cero”, explicó. Primero trabajó en una pequeña firma italiana, luego en Phoenix Solar y, finalmente, llegó a Jinko Solar, empresa que marcaría un punto de inflexión en su carrera.

Mire la entrevista completa con Alberto Cuter de Jinko Solar: https://www.youtube.com/watch?v=Qes53ionOLk

En 2010 ingresó como Sales Manager, y a los seis meses tomó el cargo de Country Manager. A los dos años, dirigía las ventas de Italia, Medio Oriente, África y América Latina. Pero las responsabilidades lo llevaron a replantear su rol. 

“Después de algunos años levanté la mano y dije: necesito estar cerca del mercado, ver lo que está pasando”, comentó. Así fue como en 2012 decidió concentrarse exclusivamente en América Latina e Italia, regiones que continúa liderando hasta hoy. 

El mercado fotovoltaico al límite: sobreoferta, recortes y el rol del almacenamiento

Con una visión crítica sobre la coyuntura actual del sector, Cuter advirtió que la industria fotovoltaica atraviesa una situación límite: “Todos los fabricantes de paneles están vendiendo abajo del coste desde hace casi un año. No se puede seguir así”. 

Y detalló que Jinko Solar redujo su plantilla de 50000 a 30000 empleados, principalmente en el área de producción. “En mi equipo no corté nada porque es el mínimo necesario. Pero la realidad es que la oferta es mucho mayor que la demanda”, remarcó.

Aunque Jinko tiene la espalda financiera para sostenerse, Cuter advirtió que muchas empresas medianas ya enfrentan dificultades. “La industria está creciendo, pero no podemos seguir mientras toda la supply chain pierde dinero”, agregó.

Para el ejecutivo, el modelo de negocio ya no se sostiene solo con módulos. “Una planta solar sin batería va a perder dinero. Lo vimos también en Chile, Brasil y España. En algún momento del día hay mucha más oferta que demanda, y si no podés almacenar, el modelo de negocio no funciona”, insistió. Por eso considera que en el mediano plazo las baterías y los paneles tendrán un peso equivalente en la estructura empresarial.

En ese sentido, seañló lo ocurrido en Italia como un ejemplo claro del desequilibrio actual. “En un fin de semana de mayo, la producción de renovables fue más alta que la demanda. Tuvieron que cortar la conexión de forma remota para proteger la red”, explicó Cuter.

A pesar del contexto adverso, la compañía continúa invirtiendo en innovación. “Jinko es el fabricante con más patentes: tenemos más de 5.000”, destacó Cuter. 

 El desarrollo más reciente de Jinko Solar es el panel Tiger 3.0, que alcanza una eficiencia del 24,8%. Además, trabajan con una celda tándem basada en perovskita que logra 34% de eficiencia, la cual ya se encuentra en laboratorio.  “Cuando entré a esta industria, estábamos en 10%”, comparó el ejecutivo.

Además de la innovación tecnológica, Cuter resaltó una decisión estratégica clave en el crecimiento de Jinko Solar: el enfoque en talento local. “Cuando entré, el presidente me dijo que quería ser el primer fabricante del mundo en cuatro años. Lo logramos en cinco”, recordó.

Y atribuyó ese éxito al liderazgo de Artur Herrero, quien impulsó una expansión internacional distinta. “Convenció a la empresa de contratar personas locales en cada país. No podés manejar un mercado desde China si no lo entendés”, detalló. 

Después de más de cuatro décadas de carrera, Cuter sostuvo que su motivación sigue siendo la misma que lo movía a los 18 años. “Yo siempre quise hacer algo bueno, algo que dejara huella. A veces parece que el mundo va en otra dirección, pero sigo intentando”, concluyó.

La entrada De fundar una dotcom a liderar Jinko Solar: la trayectoria de Alberto Cuter en la industria renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

Costa Rica avanza con una nueva etapa en la modernización de su sistema eléctrico con una inversión total de US$315 millones, de los cuales US$200 millones son financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El proyecto, aprobado a fines de octubre, apunta a consolidar un suministro más confiable, eficiente y alineado con los objetivos de descarbonización del país.

“Esta operación beneficiará directamente a millones de personas y refuerza los pilares de América en el Centro: productividad, integración económica y resiliencia climática”, expresó Tomás Serebrisky, Manager de Infraestructura y Energía del BID.

La iniciativa se centra en tres intervenciones clave: la rehabilitación de la Planta Hidroeléctrica Ventanas-Garita (PHVG), mejoras en la red nacional de transmisión y la sustitución de luminarias urbanas por tecnología LED. Cada componente fue diseñado para incrementar la eficiencia del sistema, disminuir costos operativos y reducir el uso de generación térmica.

“La rehabilitación de la PHVG permitirá restablecer su capacidad de generación y reducir el uso de generación térmica, más costosa y emisora de carbono”, destacó Serebrisky.

La PHVG, con una capacidad de 100 MW, es una planta estratégica del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Su actualización permitirá extender su vida útil por 30 años, disminuir en 40% las interrupciones forzadas y bajar en 35% los costos operativos. Además, contará con sistemas digitales para el monitoreo y control remoto de sus operaciones.

El programa incluye también la sustitución de 40.000 luminarias públicas por tecnología LED en 41 cantones. Esta acción permitirá ahorrar un 35% en consumo energético anual, equivalente a 7.700 MWh o el consumo promedio de 3.150 hogares. La vida útil de las luminarias se duplicará y se reducirán en al menos 25% los costos de mantenimiento. La mejora impactará en zonas rurales y periurbanas, beneficiando a unas 350.000 personas.

“El programa impulsa la transformación digital del sector eléctrico en tres frentes: generación, transmisión y alumbrado público”, precisó Serebrisky.

En paralelo, el BID financiará la incorporación de mujeres rurales a las obras del proyecto mediante capacitaciones y empleo técnico. El objetivo es incorporar al menos 20 mujeres en tareas operativas de la PHVG y promover su participación en un sector históricamente masculinizado.

“Promover el empleo femenino en zonas rurales es clave para generar ingresos directos y fortalecer las redes productivas locales”, subrayó Serebrisky.

En cuanto a la red de transmisión, se prevé la instalación de transformadores de potencia con capacidades de diagnóstico remoto, lo que reducirá en 9% la duración de interrupciones y en 15% la tasa de fallas del sistema.

Toda la operación está alineada con la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de Costa Rica y su Plan Nacional de Descarbonización 2018–2050. También fortalece la integración regional del país en el Mercado Eléctrico Regional (MER), consolidando su liderazgo en energía limpia.

“Este proyecto demuestra cómo la colaboración público-privada puede acelerar la transformación del sector energético en América Latina”, concluyó Serebrisky.

La entrada Costa Rica modernizará su infraestructura eléctrica con un préstamo de US$200 millones del BID se publicó primero en Energía Estratégica.

El desarrollo del almacenamiento energético en Colombia requiere una mirada técnica adaptada al contexto nacional y no la simple copia de modelos extranjeros. Así lo expresó Tomás Fuentealba, Application Engineer de Sungrow, durante el panel “Escalamiento de almacenamiento energético con renovables en Colombia”, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

El especialista explicó que las condiciones operativas, normativas y de red en cada país son diferentes, y que aplicar sin modificaciones experiencias como la chilena puede resultar ineficiente. “No pensemos que un proyecto porque funcionó en Chile va a poder instalarse tal cual en Colombia. Ese no es el mensaje”, sostuvo.

Y fue enfático: “Un proyecto instalado aquí no va a ser igual a uno en Chile en cuanto a su operación ni a lo que requiere”.

Advirtió también que la tecnología está evolucionando más rápido que la regulación, por lo que recomendó no esperar definiciones normativas para actuar. “A veces la regulación llega tarde respecto a los avances que estamos haciendo desde el punto de vista de la tecnología”, indicó. Frente a este desajuste, propuso anticiparse e instalar pronto lo que será requerido en los próximos años.

Sungrow ya superó los 10 GWh contratados en almacenamiento en Latinoamérica, al igual que ha acumulado 25 GW de pedidos de inversores fotovoltaicos en la región. Adicionalmente, en 2025 reportó un crecimiento de más del 25% respecto al año previo en dicha región. Estos datos respaldan la afirmación del ejecutivo de que la tecnología ya está madura y lista para desplegarse.

“Quiero quedarme con la visión de esos proyectos. Desde su concepción tuvieron claro lo que iba a requerir el sistema en los próximos años”, explicó Fuentealba.

Según el especialista, Colombia aún cuenta con buena inercia gracias a su matriz hidroeléctrica, pero los fenómenos climáticos podrían cambiar esa condición. Ya ocurrió en Chile, donde eventos como El Niño obligaron a rediseñar parte del sistema.

Además de servir como respaldo energético, las baterías pueden prestar servicios esenciales para el sistema eléctrico, como regulación de frecuencia y voltaje, o incluso formar red. Subrayó que estos conceptos técnicos deben ser bien comprendidos y usados con precisión.

“Se habla de grid forming como si fuera cualquier servicio de regulación, pero no es así. Eso lo puede hacer un PCS sin capacidad de formar red”, explicó.

Para el ejecutivo, es clave que reguladores, tecnólogos y desarrolladores trabajen en conjunto para alinear capacidades técnicas con necesidades reales del sistema. Y reafirmó: “Ya tenemos las soluciones tecnológicas para responder a lo que nos pide la red colombiana y nuestros clientes”, aseguró. Invitó a trabajar coordinadamente con todos los actores del sector: “Queremos desarrollar proyectos en conjunto que sean viables financieramente y que también fortalezcan la operación del sistema eléctrico nacional”, concluyó.

Reviva el día 1 de FES Colombia aquí: https://www.youtube.com/watch?v=j47zIf2RzT8

La entrada Sungrow llama a diseñar proyectos de almacenamiento pensados para el futuro en Colombia y no copiar modelos extranjeros se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) presentó su Propuesta Programática 2026–2030: “Electrificación profunda con energías renovables y almacenamiento para el desarrollo de Chile” durante una reunión con el comando presidencial de Evelyn Matthei, representado por el encargado estratégico, Juan Sutil y el encargado programático, Juan Luis Ossa.

La propuesta plantea una hoja de ruta para fortalecer la competitividad del país y avanzar hacia una matriz segura y resiliente, basada renovables y almacenamiento, a través de cinco ejes: electrificación de los consumos, modernización regulatoria, impulso al almacenamiento, fortalecimiento de la transmisión y simplificación de permisos.

Durante la presentación, ACERA destacó la importancia de que Chile adopte una estrategia-país basada en energías limpias, que promueva inversión, innovación y desarrollo industrial. Asimismo, enfatizó la necesidad de que la electrificación se consolide como una política de Estado, con visión de largo plazo y estabilidad regulatoria.

El equipo de energía del comando de Evelyn Matthei liderado por Carlos Barria, presentó los lineamientos del programa que la candidata desea impulsar en la materia. 

El programa energético propone que el Estado recupere la conducción del sector con visión de largo plazo y rigor técnico. Sus ejes son: (1) seguridad y resiliencia eléctrica; (2) eficiencia en gestión y procesos tarifarios; (3) simplificación de permisos y fortalecimiento institucional; y (4) electrificación de la economía mediante electromovilidad, hidrógeno verde e industrias limpias. 

Con ello apunta a crecer con inversión y estabilidad tributaria, reduciendo a la mitad las emisiones al 2035 y alcanzando la carbono neutralidad al 2050.

“Existe un alto consenso en las materias que un programa de energía debiera contener y así lo constatamos al comparar la propuesta de ACERA con la de la candidata presidencial Matthei, pero creemos sumamente importante concentrarnos en la capacidad de ejecución que las instituciones y sus dotaciones puedan efectivamente realizar, dado el plazo acotado de cuatro años, que tiene un gobierno para la implementación de cualquier política pública y regulación que se pretenda impulsar”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva del ACERA. 

Por lo mismo, se relevó la importancia de “una definición de agenda de trabajo priorizada y consensuada con el Poder Ejecutivo y el Parlamento, y avanzar en el fortalecimiento de la institucionalidad del sector”.

¿Qué propone el documento impulsado por ACERA?

El documento destaca que, pese a los 1,9 GW de almacenamiento ya instalados y un objetivo de 5 GW para 2026, persisten barreras regulatorias y de planificación territorial que frenan su expansión. ACERA pide avanzar en un marco de remuneración adecuado e incentivos que fortalezcan al almacenamiento como eje de la transición.

También plantea dos reformas estructurales: una reforma al mercado mayorista eléctrico, que actualice los mecanismos de precios y despacho ante la alta penetración de renovables variables, incluyendo la incorporación de esquemas de ofertas y despacho “day-ahead”, una herramienta que permitiría anticipar precios y optimizar la coordinación entre generadores, transmisores y operadores del sistema.

Mientras que la segunda normativa regulatoria clave está vinculada con la distribución eléctrica, que ya lleva cuatro décadas sin una reforma estructural. Por lo que el documento plantea que las distribuidoras deben evolucionar hacia “plataformas de servicios energéticos”, capaces de gestionar redes inteligentes, almacenamiento local y generación distribuida, fomentando además el rol activo del consumidor y la digitalización del sistema.

En materia tarifaria, la asociación valora el subsidio a familias vulnerables, pero propone que su financiamiento sea público y que, a largo plazo, se reduzcan los costos mediante contratos regulados con mayor presencia renovable e infraestructura moderna.

El documento subraya además la urgencia de resolver los cuellos de transmisión que han provocado más de 6,2 TWh de energía limpia vertida en 2024, impulsando proyectos clave como Kimal–Lo Aguirre y Entre Ríos–Lo Aguirre.

Finalmente, ACERA convoca a construir una “Estrategia País 2026–2030”, que combine liderazgo político, certezas regulatorias y visión de largo plazo.

El gremio urge a finalizar reglamentos pendientes, como los de Coordinación y Operación (DS 125/2017) y Generación Distribuida (DS 88/2019 y DS 57/2019), así como a actualizar normas técnicas de programación, despacho y calidad de servicio.

La modernización de la distribución —añade— debe basarse en estudios técnicos actualizados, con foco en digitalización, participación de la demanda y despliegue de redes inteligentes.

Con abundantes recursos renovables, experiencia técnica y una industria sólida, Chile puede liderar la transición energética latinoamericana, señala ACERA, promoviendo una matriz eficiente, soberana y competitiva que reduzca emisiones, asegure independencia energética y ofrezca precios más justos a los consumidores.

La entrada ACERA propone hoja de ruta 2026–2030 para electrificar Chile con renovables y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que se celebrará del 18 al 20 de noviembre de 2025 en IFEMA MADRID, las ferias GENERA y MATELEC han dado a conocer los proyectos seleccionados en la Galería de Innovación, un espacio que distingue los avances tecnológicos más destacados en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.

Esta iniciativa, ya consolidada como una referencia en el impulso a la innovación del sector energético, ha reconocido un total de 31 proyectos de empresas expositoras y organismos que apuestan por la sostenibilidad, la digitalización y la eficiencia.

El comité de expertos, compuesto por IDAE, FENIE, AFME, ANFALUM, A3E, AEE, ANESE, ASIT, CIDE, COGEN y UNEF, ha sido el encargado de la evaluación de estos proyectos, teniendo en cuenta su innovación tecnológica, la aplicabilidad de los proyectos, su impacto en la transición energética y su contribución a los objetivos de descarbonización.

Proyectos seleccionados Galería de Innovación 2025

 Energía renovable y fotovoltaica.

• BauWatch Solar de BauWatch.
• ASTERIx-CAESar de CENER.
• Chargevite OASIS de CHARGEVITE NERGY.
• FuelGae de ANALISIS-DSC.
• Sistemas solares flotantes de EMICA SOLAR.
• Genergy Power Products de GENERGY POWER PRODUCTS.
• Nylofix Gama Ecoline de INTERFLEX.
• SURICATOKEN de LINC-EVOLUTION.
• Investigación de un nuevo modelo agrovoltaico de METAL FRAME RENOVABLES.
• Tubo FlexiUV de AISCAN.
• VERISAFE de PANDUIT EUROPE.

Digitalización y control de energía.

• COMBI PRO MAX de TOSCANO LÍNEA ELECTRÓNICA.
• ELEC CALC: El Motor Inteligente de TRACE SOFTWARE INTERNATIONAL.
• ARCBOX de VIRIDIAN SOLAR. Serie SMART NB2 de CHINTELECTRICS.
• Medidor de Energía Multicanal UMG 800 de CYDESA.
• EnerPilot – Sistema de Optimización Eléctrica de ISTA METERING SERVICES ESPAÑA.
• WEOZ de LEGRAND.
• CAE Claro de LSF Energía Iberia.

 Movilidad eléctrica y soluciones industriales.

• TERA NOMAD 3R de TERA BATTERIES.
• Zaptec GO2 de ZAPTEC. Ventosa Electrónica Grabo XR 18V de DEWALT (Stanley Black & Decker).
• Sistema OGVGRIP de FACOM (Stanley Black & Decker).
• Elevah E5 ES Move de FARAONE IBÉRICA.
• G&S Diesel de GREEN&SAFE PRODUCT.
• Vegetation Management de NORFARMING.
• CTM SMART de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• VIARIS CITY+ PRO de ORBIS TECNOLOGIA ELÉCTRICA.
• PV4Plants de R2M Solution Spain.
• Fly Fibra de SVELT.
• TriShot® KV de WISKA SYSTEMS IBERICA.

 Accede a todos los proyectos en detalle:  GALERÍA DE INNOVACIÓN GENERA Y MATELEC

 Innovación en la Semana Internacional de la Electrificación y Descarbonización

Con esta iniciativa, MATELEC y GENERA refuerzan su compromiso con la innovación tecnológica, la eficiencia energética y el impulso a la transición ecológica, convirtiéndose en el punto de encuentro esencial para los profesionales que lideran el futuro sostenible del sector.

La entrada La Galería de Innovación de GENERA y MATELEC destaca 31 proyectos en electrificación, eficiencia energética y energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Honduras tendrá elecciones presidenciales a fin de noviembre y el sector energético observa con atención —y preocupación— la falta de definiciones concretas por parte de los principales candidatos. En un contexto regional donde la inversión en renovables crece a ritmo acelerado, la ausencia de señales claras sobre el rumbo energético hondureño podría dejar al país rezagado frente a sus vecinos.

Uno de los puntos más sensibles es la indefinición sobre la estructura institucional clave del sector, por lo que la falta de respuestas sobre estos organismos genera incertidumbre en el mercado y dificulta la planificación de proyectos a largo plazo.

“Ninguno de los candidatos ha definido aún cómo se conformará el Ministerio de Energía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la CREE o el CND”, señalaron fuentes cercanas a Energía Estratégica.

El panorama electoral muestra a Nasry Asfura (Partido Nacional), Salvador Nasralla (Partido Liberal) y Rixi Moncada (Partido Libre) como los tres principales contendientes para gobernar durante el período 2026-2030. Si bien las encuestas son poco confiables —por su sesgo según el partido que las encarga—, hay un dato consistente: en los estudios internos de los partidos Liberal y Libre, el Partido Nacional aparece en segundo lugar. Esto refleja un escenario abierto y polarizado.

A pesar de sus diferencias ideológicas, hay un punto común: todos los candidatos coinciden en la necesidad de recuperar la confianza de los sectores productivos y atraer inversión. La energía aparece en sus discursos como una pieza estratégica para ese objetivo, aunque con matices significativos en la forma de abordarlo.

Por un lado, Salvador Nasralla propone un modelo de Estado competitivo, con apertura de mercados, mejor acceso al crédito y colaboración público-privada. Su planteo busca eliminar barreras para el crecimiento y modernizar la infraestructura energética. Si se concreta en políticas reales, podría generar condiciones propicias para acelerar la incorporación de tecnologías limpias.

Nasry Asfura, en cambio, enfoca su propuesta en la estabilidad institucional, descentralización y generación de empleo. Su mensaje de “menos discursos y más acción” apunta a generar confianza y previsibilidad, factores clave para inversiones de largo plazo. En el ámbito energético, su visión se alinea con continuidad regulatoria, expansión de redes y asociaciones con el sector privado para ejecutar proyectos renovables.

Finalmente, Rixi Moncada, por su parte, representa una línea más estatista, con foco en la transparencia y el control del gasto público. Si bien su postura genera dudas en el sector privado, desde el entorno técnico se reconoce que, con claridad normativa, apertura al diálogo e incentivos, podría reforzar la institucionalidad del sector y facilitar una transición energética bajo liderazgo estatal.

En paralelo al debate electoral, el gobierno de Xiomara Castro mantiene abierta una licitación clave de 1500 MW para proyectos de generación renovable, que incluye desarrollos solares, eólicos y de biomasa. Este proceso busca diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de fuentes térmicas. La continuidad de esta iniciativa será una prueba para el nuevo gobierno y una señal importante para los inversores.

Para el sector, la preocupación va más allá de los nombres propios. “Lo fundamental es que Honduras consolide principios clave como el libre mercado, la seguridad jurídica y la estabilidad regulatoria”, remarcan desde fuentes cercanas a Energía Estratégica. El consenso en torno a esos pilares permitiría convertir las energías renovables —hidráulica, solar, eólica, biomasa o almacenamiento— en la base de una economía más competitiva y resiliente.

La elección de 2025, entonces, no solo definirá al próximo presidente, sino el modelo de desarrollo que seguirá el país en la próxima década. Si el nuevo gobierno logra construir una política energética de largo plazo, con reglas claras, instituciones fortalecidas y compromiso con la transición, Honduras podría convertirse en un polo de atracción para la inversión verde en Centroamérica.

Lo que está en juego no es solo quién gobierna, sino cómo se gobierna. Para que las oportunidades se conviertan en realidades, será clave que la voluntad política esté a la altura de los desafíos que plantea el nuevo paradigma energético.

La entrada Honduras frente a las urnas: tres modelos políticos con efectos clave para el sector energético se publicó primero en Energía Estratégica.

Las energías renovables atraviesan un momento de transición en Colombia. El país ya cuenta con 85 parques de mediana y gran escala operativos que suman 2300 MW de potencia, lo que representa el 12% de la capacidad instalada nacional, frente al exiguo 2% de hace apenas dos años. 

Además, el segmento de autogeneración también muestra un crecimiento exponencial, al pasar de 9.000 a más de 21.000 proyectos identificados en menos de un año. Esto implica más de 1 GW instalado, con ahorros de entre el 30% y el 90% en el costo de la energía para las empresas.

Sin embargo, el avance de las renovables enfrenta un obstáculo estructural: la dificultad para asegurar financiamiento. A pesar de contar con aprobación de conexión, más de 6500 MW aún no logran cerrar financieramente debido a trabas regulatorias y de permisología. 

En este contexto, Daniel Arango, director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, impulsa una mirada más amplia sobre los instrumentos disponibles.

Todavía falta diversificar un poco más y salirnos de los productos tradicionales. Porque hay espacio para innovar en temas de deuda, los subordinados o en financiamiento mezzanine, temas no muy avanzados en Colombia”, indicó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

En su análisis, el sector financiero ha demostrado capacidad de respuesta: en Colombia y la región ya se han financiado 1.5 GW a través del modelo project finance. Sin embargo, considera que es momento de explorar nuevos caminos. 

“En temas de aportes de capital hay que hacer un esfuerzo por vincular, juntar más puntas, ya que los inversionistas internacionales se pueden beneficiar mucho de socios locales y con los grandes capitales que hay en Colombia”, subrayó. 

“Es decir que más allá de lo tradicional del Project Finance o del financiamiento corporativo, hay espacio para más herramientas. Tenemos leasing, tenemos renta y uso, modelos en donde Bancolombia es dueña de los activos y el cliente simplemente paga un canon”, añadió. 

En paralelo al desafío financiero, Arango advierte sobre la necesidad de no limitar la mirada únicamente al desarrollo de proyectos solares, por más que estos sean los de más rápida ejecución, y por ende no perder de vista la visión de portafolio y la diversificación. 

Desde su perspectiva, es positivo que resurja el interés por proyectos hidroeléctricos y también se debe seguir haciendo fuerza para que se concreten parques eólicos que permitan mayor complementariedad en el sistema eléctrico. 

“Además, tenemos mucho interés en sistemas BESS. Hay dos clientes de Bancolombia que ya tienen unos pequeños proyectos con baterías. Sin embargo no los han financiado, razón por la cual no tuvimos oportunidad de mirarlo de cara a una aprobación, pero estamos pues abiertos a que los clientes traigan esos modelos de negocio y desde Bancolombia los analizamos”, manifestó. 

“Invitamos a los clientes e inversionistas que nos busquen y que empecemos de manera conjunta a hacer la evaluación para financiar ese tipo de proyectos BESS”, aseguró. 

Subastas y planificación: claves hacia 2026

Uno de los puntos críticos para dinamizar el cierre financiero de proyectos renovables es, según Arango, la organización de subastas públicas. 

“Es fundamental las subastas para el desarrollo rápido, porque hay incentivos claros para la entrada de proyectos”, explica el directivo de Bancolombia. A su entender, los procesos de subasta permiten incorporar bloques significativos de capacidad en menor tiempo, mientras que en los intervalos entre subastas predominan las negociaciones bilaterales, que si bien son válidas, tienden a demorar la estructuración de nuevos proyectos.

Para el ejecutivo, el 2026 aparece como un año bisagra. “Seguramente el año que viene será un año de mucha planeación de mediano y largo plazo, que tiene que evitar que la brecha entre oferta y demanda se siga cortando”, afirma. 

También destaca la importancia de contar con una regulación estable y ágil en materia de permisos, que dé seguridad a los inversionistas. 

“Está claro que actualmente lo más fácil y rápido de construir son proyectos solares. Es muy importante que el Gobierno apoye con incentivos, con una regulación estable que permita a los inversionistas estar tranquilos, porque serán los que abastecerán la demanda en el corto plazo”, sostiene.

En definitiva, Bancolombia apuesta a jugar un rol activo en esta nueva etapa del sector energético, combinando una visión financiera más innovadora con una apuesta tecnológica más diversificada. Como resume Arango, “hay espacio para hacer más cosas y el momento para innovar es ahora”.

La entrada Bancolombia: “Hay espacio para innovar más allá del project finance tradicional” se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá puede transformar su sistema energético a partir de una matriz limpia y hacerlo de forma rentable. Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) sostiene que un escenario de transición energética acelerada permitiría alcanzar un 88% de participación de energías renovables en la generación eléctrica para 2050, reduciendo además las emisiones del sistema energético en un 74% respecto al año 2020.

El documento, titulado “Análisis de costo-beneficio de escenarios de transición energética para la descarbonización del sector energía y transporte a 2050 en Panamá”, fue elaborado por Miguel Jaramillo, Tania Miranda, Rocío Medina, Paula Araiza y Diego Villalobos.

Allí se comparan tres trayectorias posibles: un escenario Tendencial, uno Intermedio y uno Acelerado. Este último combina una alta penetración de fuentes limpias, políticas de eficiencia energética y una electrificación profunda de la demanda, especialmente en el sector transporte.

“El escenario Acelerado resulta en la matriz energética más limpia, con una intensidad de emisiones que se reduce a 0,065 tCO₂/MWh en 2050”, indica el documento. En contraste, el escenario Tendencial, sin grandes transformaciones, se mantiene en 0,243 tCO₂/MWh para ese mismo año.

El ahorro neto acumulado para el sistema energético en el escenario Acelerado sería de USD 7.314 millones al 2050 respecto al escenario Tendencial. Este resultado considera los costos totales de inversión, operación, mantenimiento, combustible, externalidades por emisiones y beneficios derivados del ahorro en subsidios.

El estudio también detalla que, en el escenario más ambicioso, “la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica sería de 88% en 2050”, frente al 71% del escenario Intermedio y el 60% del Tendencial. La matriz estaría dominada por energía solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica, acompañadas por sistemas de almacenamiento.

En relación con la rentabilidad, el informe sostiene que “la tecnología solar fotovoltaica se convierte en la más económica en el largo plazo, seguida por la eólica terrestre y la hidroeléctrica de pasada”.

Además, destaca que la electrificación de la demanda, especialmente del transporte, es viable si se basa en una matriz baja en emisiones: “La descarbonización del transporte requiere una matriz eléctrica baja en emisiones; de lo contrario, solo se trasladan las emisiones a otro sector”.

En cuanto a inversión, se estima que el escenario Acelerado requerirá USD 17.204 millones acumulados al 2050 en el sistema energético panameño. A pesar del mayor esfuerzo inicial, representa el escenario de menor costo total al considerar todas las variables del sistema.

El documento fue producido en el marco de la Iniciativa de Descarbonización de América Latina y el Caribe del BID, y busca servir de insumo técnico para la planificación energética de Panamá, incluyendo su hoja de ruta hacia las metas de cero emisiones netas.

“La inversión en un sistema de transporte electrificado y eficiente en conjunto con una matriz energética más limpia resulta en menores costos totales para el país que continuar con la trayectoria actual”, concluye el reporte.

La entrada Panamá puede ahorrar USD 7000 millones si acelera su transición con renovables según el BID se publicó primero en Energía Estratégica.

El 26 y 27 de noviembre, el Hotel Intercontinental de Santiago será sede de la cuarta edición de Future Energy Summit (FES) Chile, el evento más importante de energías renovables que convoca a los principales referentes del sector para debatir el rumbo energético del país y la región. 

Con una audiencia esperada de cientos de tomadores de decisión, el encuentro será transmitido en vivo a través del canal oficial de YouTube de FES, y las entradas ya se encuentran disponibles en este enlace.

La agenda de esta edición está centrada en temas de alta prioridad para el sistema energético chileno, incluyendo la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, los próximos procesos de licitación pública de energía, el avance de los sistemas de almacenamiento BESS, la promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, en un escenario que también requiere adecuaciones regulatorias para sostener el ritmo de las inversiones de largo plazo.

Entre los speakers confirmados destacan altos ejecutivos del sector como Juan Villavicencio (CEO – ENGIE Chile), Gianluca Palumbo (CEO – Enel Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica – Acciona Energía), José Ignacio Escobar (CEO – Colbún), así como líderes regionales y expertos técnicos como Felipe Gallardo (Director de Estudios – ACERA), Daniela González (Socia Directora – Domo Legal) y Vicente Walker (Head of Trina Storage LAC – Trina Storage).

La participación institucional también estará representada por figuras de primer nivel, como Luis Felipe Ramos Barrera (Subsecretario de Energía de Chile), Mauricio Bejarano (Viceministro de Minas y Energía – Paraguay) y Andrés Rebolledo (Secretario Ejecutivo – OLADE), además de los ex ministros Claudio Huepe y Juan Carlos Jobet, quienes aportarán su visión sobre los desafíos de gobernanza energética en un ciclo político decisivo para el país.

El evento cuenta con el respaldo de empresas estratégicas del sector como Sungrow, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex Acciona, Black and Veatch, Diprem, Solar Steel, Suncast, CATL, Great Power, BLC Power Generation, Alurack y Clou Ess, junto a sus Strategic Partners: Polux, ACESOL, GPM y OLADE.

La realización de FES Chile coincide con un momento de alto dinamismo en el desarrollo de sistemas de almacenamiento con baterías. El país se encamina a superar los 2 GW operativos en BESS para enero de 2026, anticipando en cuatro años la meta fijada oficialmente para 2030. Y si se considera la cartera de proyectos en construcción, la capacidad instalada podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, superando con creces el objetivo de 6 GW al 2050. 

En paralelo, desde el gobierno se ha destacado que la incorporación de baterías ya permitió reducir en casi USD 100/MWh el costo marginal solar en ciertas subestaciones, un dato que reconfigura las perspectivas de ingresos para los desarrolladores.

También están en curso dos licitaciones clave para el suministro eléctrico a clientes regulados. La primera, con 1680 GWh a subastar, prevé comenzar el suministro en 2027 y extenderse hasta 2030. 

La segunda, denominada Suministro 2025/02, ofrecerá 1470 GWh anuales y se lanzará en los primeros días de diciembre. Ambos procesos serán centrales en las conversaciones de FES, dado su impacto directo en los modelos de negocio y la viabilidad financiera de los proyectos renovables.

En ese marco, el proceso de transición presidencial también suma elementos al debate. Diversas candidaturas ya han hecho públicas sus propuestas sobre el modelo energético del futuro, lo que posiciona al Future Energy Summit como un espacio estratégico para entender cómo convergen las prioridades del sector privado, los organismos públicos y la política energética nacional.

Por lo que FES Chile se consolida como un espacio único de networking ejecutivo, donde convergen representantes de las empresas más relevantes del sector con actores institucionales y organismos multilaterales. En este entorno se definen alianzas, contratos y estrategias comerciales que dan forma a la transición energética del país y la región.

En un contexto donde Chile avanza a ritmo acelerado en almacenamiento, licitaciones y descarbonización, FES se presenta como el foro ideal para alinear perspectivas, compartir soluciones y debatir el futuro energético con una mirada integral.

La entrada FES Chile reunirá CEOs, reguladores y empresas para debatir las claves del nuevo ciclo energético del país se publicó primero en Energía Estratégica.

El crecimiento de las energías renovables en Perú enfrenta un cuello de botella: la infraestructura de transmisión eléctrica avanza a un ritmo mucho más lento que la generación, advirtió Cristian Remolina, Gerente General de ISA Energía, durante su participación en Future Energy Summit (FES) Perú. Según el ejecutivo, la clave para una transición energética efectiva radica en redes más resilientes, confiables y adaptadas a los nuevos desafíos del sistema.

“Nuestra proyección es promover una red resiliente, confiable, disponible y segura, que permita que todos los usuarios accedan a la energía que esté disponible”, manifestó Remolina durante su participación en el panel 2 de FES Perú. Bajo esa visión, la compañía –de origen colombiano y con presencia en 21 de los 24 departamentos peruanos– está ejecutando un ambicioso plan de expansión.

Actualmente, ISA Energía opera 12.000 kilómetros de líneas de transmisión en Perú, y tiene en desarrollo proyectos por más de 1.100 kilómetros adicionales, con una inversión estimada de $1300 millones de dólares. Sin embargo, esos proyectos están programados para entrar en operación recién en 2028.

“Mientras tanto, ¿qué vamos a hacer?”, cuestionó el directivo, quien adviertió que el país es “supremamente atractivo para la inversión”, pero que la falta de sincronización entre los tiempos regulatorios, técnicos y sociales podría frenar el avance renovable.

Mientras un parque solar o eólico puede desarrollarse en menos de dos años, una línea de transmisión puede tardar más de seis años en construirse. Remolina explicó que los desafíos sociales, prediales y geográficos hacen compleja la ejecución de este tipo de infraestructuras, especialmente en un país como Perú, con condiciones territoriales desafiantes.

En ese sentido, el ejecutivó reclama un rol más activo del Estado para facilitar este proceso. “El Gobierno tiene que movilizarse a tratar de acelerar no solamente los marcos que permitan habilitar todas estas energías, sino también los servicios complementarios”, sostuvo.

Uno de los puntos clave en la agenda regulatoria es la publicación del reglamento de servicios complementarios, prevista para enero próximo, que incluiría medidas relacionadas con almacenamiento energético y otras tecnologías de soporte al sistema. Esta normativa, según Remolina, podría ser fundamental para mejorar la confiabilidad del sistema y habilitar la entrada de nuevas fuentes de generación renovable.

No obstante, aclaró que el desarrollo de estas soluciones no puede quedar limitado a una sola tecnología. “Cuando hablamos de servicios complementarios, la conversación solo cae en baterías. Pero tecnológicamente no es la única solución”, advirtió. En su visión, la red debe modernizarse con tecnologías de punta, pero también debe adaptarse al cambio climático, cuya evidencia ya comienza a impactar las condiciones operativas del sistema eléctrico.

“Ya están cayendo rayos en zonas donde antes no caían, y eso también es parte de la adaptación de la red al cambio climático”, comentó. Por ello, ISA Energía sostiene que la infraestructura futura debe incorporar inteligencia, flexibilidad y diseño proactivo, que anticipe fenómenos extremos o no habituales.

Otro aspecto central para enfrentar los desafíos del sistema es el capital humano. “Hay una altísima demanda por ingenieros con ciertas especialidades y capacidades”, señaló. A nivel regional, el crecimiento de los proyectos renovables en países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú ha generado una presión sobre el talento disponible.

Para Remolina, esta situación configura un momento de triple dimensión para el país y para el sector energético: “un momento de crecimiento, un momento de responsabilidad y un momento de compromiso”. El crecimiento se refleja en la necesidad de sumar al menos 3000 MW de capacidad para 2028, una meta que requiere la acción conjunta de todos los actores del ecosistema.

La responsabilidad, sostuvo, recae tanto en las empresas como en el Estado. “Tenemos que hacerlo de forma responsable. Los inversionistas deben cumplir con las obras, y el Estado debe avanzar rápidamente con los marcos regulatorios que den señales claras para la inversión”, remarcó.

Además, aseguró que, como transmisores, desde ISA Energía están enfocados en mantener la confiabilidad, fortalecer sus capacidades técnicas y seguir siendo un socio estratégico tanto para el Gobierno como para el sector privado.

“Los tres pilares que considero fundamentales para lograr una transición energética efectiva en Perú son: servicios complementarios, estabilidad jurídica y permiso al desarrollo”, concluyó el ejecutivo.

La entrada ISA Energía advierte sobre las brechas de transmisión en Perú y pide al Gobierno acelerar la regulación se publicó primero en Energía Estratégica.

La evolución tecnológica del almacenamiento energético se encuentra en un punto de inflexión y promete redefinir la competitividad del mercado solar colombiano.

Así lo sostuvo Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage, quien destacó, durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, que los avances recientes en la química de litio ferrofosfato (LFP) y en la gestión térmica y de control han permitido superar el histórico talón de Aquiles del almacenamiento: la costo-eficiencia.

«El salto en la vida útil y confiabilidad de las baterías ha permitido ampliar las garantías comerciales de los fabricantes y, con ello, destrabar los financiamientos de gran escala», describió.

En apenas tres años, la industria pasó de ofrecer garantías de 15 años a alcanzar los 20 y 25 años, con degradaciones proyectadas por debajo del 30 % al final del ciclo.

De acuerdo con el ejecutivo, esta evolución fue determinante para el auge de los proyectos a gran escala en Chile y está comenzando a replicarse en mercados como Argentina y Colombia, donde los inversores ya observan la madurez técnica y financiera de los sistemas BESS.

En este marco, Trina Storage lanzará a partir del próximo año una nueva generación de celdas LFP propietarias capaces de entregar hasta un 4% más de energía al año, un rendimiento que eleva la rentabilidad y reduce el riesgo de inversión.

Silva señaló que esta combinación de durabilidad y previsibilidad de rendimiento “es el verdadero gatillo que está impulsando el salto del almacenamiento a la escala utility”, al permitir que los financistas confíen en la estabilidad de los flujos energéticos y en la recuperación de la inversión.

Asimismo, manifestó optimismo respecto al desarrollo del almacenamiento en Colombia, un mercado que “cuenta con un enorme potencial para adoptar soluciones híbridas y aprovechar su matriz renovable”. A su juicio, el país se encuentra en el momento ideal para integrar baterías a la generación solar y construir modelos de negocio flexibles, con respaldo tecnológico y financiero probado.

Aún la situación es incipiente, con proyectos piloto en operación y otros en desarrollo vinculados a plantas solares y a iniciativas de respaldo de red. Sin embargo, ya las normas regulatorias para definir su participación comercial y técnica están en proceso de revisión por parte del Gobierno y la CREG, mientras los actores del sector anticipan que 2026 será el punto de partida para su despliegue masivo, conforme se consoliden los mecanismos de remuneración y de acceso al mercado eléctrico.

La estrategia de Trina Storage

La unidad especializada en almacenamiento de Trina Solar, impulsa una estrategia global basada en la verticalización completa de su cadena de valor, desde el silicio hasta el módulo y los sistemas integrados.

Silva subrayó que esta capacidad de diseño y fabricación “permite trasladar al mercado latinoamericano la experiencia y la escala industrial de China, líder mundial en tecnología fotovoltaica y baterías.”

La compañía promueve activamente su portafolio de soluciones en paneles TopCon, sistemas de seguimiento y baterías LFP, orientadas a maximizar la eficiencia energética y la flexibilidad operativa de los proyectos solares.

Actualmente, Trina Storage cuenta con más de 85 profesionales en Latinoamérica y un alto nivel de autonomía técnica respecto de su casa matriz, lo que “tiene consecuencias prácticas muy importantes a la hora de adaptar las soluciones a cada mercado y acompañar los procesos locales de regulación y financiamiento”.

Con una curva de aprendizaje acelerada, fabricantes de la talla de Trina Storage visualizan un escenario donde el almacenamiento deja de ser un componente accesorio y se convierte en pieza estructural de la transición energética regional. “No ha habido mejor momento en la historia para desarrollar proyectos solares con baterías que el actual”, concluyó Silva.

La entrada Trina Storage proyecta un boom de almacenamiento solar en Colombia tras el salto en eficiencia y vida útil de las baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

La Subasta de Transmisión N°4/2025 de Brasil marcó un nuevo hito en la expansión de la infraestructura energética del país con un volumen de inversión superior a R$ 5670 millones. 

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) adjudicó la totalidad de los lotes a siete grandes ganadoras que ofrecieron, en promedio, un descuento del 47,9% sobre el Ingreso Anual Permitido (RAP), el cual representa el ingreso que recibirán por operar las nuevas instalaciones de transmisión eléctrica.

El Lote 1 fue otorgado a Shalom Fip Multiestratégia RL, que presentó una oferta de R$ 27,2 millones, con un descuento del 57,51% sobre el RAP máximo de R$ 64 millones. La inversión estimada asciende a R$ 352,3 millones y comprende una línea subterránea de 345 kV entre Miguel Reale y Centro CTR, en Guarulhos y São Paulo, con una extensión de 5,72 km. 

Las obras, que tendrán una duración de 60 meses, crearán 704 empleos y reforzarán el suministro eléctrico en toda la región metropolitana de São Paulo.

El segundo lote fue adjudicado a Rialma Administração e Participações SA, que ofreció R$ 85,9 millones, un 36,73% menos que el RAP inicial de R$ 135,8 millones. 

El paquete incluye 336 km de líneas de transmisión y una subestación, distribuidas en Maranhão, Paraíba, Pernambuco y Piauí, con una inversión de R$ 788,6 millones. Además, se estima que las obras finalizarán en 54 meses, generando 1752 empleos, y permitirán evacuar la energía generada en la zona oriental del Nordeste.

La empresa CPFL Transmissão SA se quedó con el Lote 3 tras presentar una oferta de R$ 81,2 millones, que representa un descuento del 53,93% respecto al RAP de R$ 176,2 millones. 

El proyecto, con una inversión de R$ 1070 millones, contempla nuevas líneas y subestaciones en Paraná y Rio Grande do Sul, incluyendo más de 100 km de tendido y cuatro subestaciones. Se prevé la creación de 2672 empleos durante 48 meses de obras, para fortalecer la red en el sur del país.

El Lote 4 fue adjudicado a FIP Warehouse, que presentó una oferta de R$ 116,2 millones, equivalente a un descuento del 47,30% respecto al RAP base de R$ 220,5 millones. Con una inversión de R$ 1200 millones, se desarrollarán líneas de hasta 500 kV y más de 344 km de extensión, además de la subestación Vilhena 3, en los estados de Mato Grosso y Rondônia. 

El objetivo es ampliar la capacidad del subsistema Acre-Rondônia para conectar nuevos proyectos verdes. En tanto que el cronograma prevé 60 meses de construcción y la creación de 2491 empleos.

En el Lote 5, EDP Transmissão Goiás se impuso con una oferta de R$ 38,1 millones, con un descuento del 49,18% sobre los R$ 74,9 millones establecidos por la Agencia. 

La inversión proyectada es de R$ 441,5 millones, destinados a construir 285 km de líneas de transmisión y una subestación en Itapaci, Firminópolis y Matrinchã, dentro del estado de Goiás. Las obras tomarán 48 meses y permitirán la generación de 1.103 empleos directos.

Axia Energia, anteriormente Eletrobras CGT Eletrosul, se consolidó como uno de los principales ganadores al quedarse con dos lotes. En el Lote 6, la compañía presentó ofertas separadas para los sublotes A y B: R$ 43,1 millones (descuento del 51,17%) para el primero y R$ 23,7 millones (descuento del 48,43%) para el segundo. 

Las inversiones respectivas son de R$ 542,5 millones y R$ 282,8 millones, con obras centradas en compensación síncrona y subestaciones en Minas Gerais, que se completarán en 42 meses con 2.357 empleos previstos. La opción de adjudicar los sublotes por separado, según explicó ANEEL, resultó más económica que entregar el lote completo a un solo postor.

En el Lote 7, también dividido en sublotes, Axia volvió a imponerse. El sublote 7A fue adjudicado por R$ 48,2 millones (descuento del 44,81%) y el 7B por R$ 23,7 millones (descuento del 45,79%), con inversiones de R$ 536,5 millones y R$ 268,5 millones, respectivamente. Los proyectos incluyen dos subestaciones de 500 kV con compensación síncrona en el estado de Rio Grande do Norte, con una duración de obra de 42 meses y 2.299 empleos generados.

La entrada Siete empresas se repartieron la mayor subasta de transmisión del año en Brasil se publicó primero en Energía Estratégica.

Yingli Solar consolida su presencia en Perú con una estrategia enfocada en el desarrollo de grandes proyectos fotovoltaicos, un portafolio tecnológico adaptado a condiciones geográficas extremas y un claro objetivo de expansión en Latinoamérica.

La firma china, una de las pioneras globales en el sector solar, acumula más de una década de experiencia en el país andino.

“Tenemos experiencia y sistemas operando desde 2013, por lo que conocemos el mercado peruano y su topografía y climatología, que tiene un poco de todo”, sostuvo Luis Contreras, Managing Director en Yingli Solar, en entrevista exclusiva con Energía Estratégica durante el Future Energy Summit (FES) Perú.

Vea la entrevista completa: https://www.youtube.com/watch?v=8r0qh0lM6U0

Perú representa un punto estratégico para la compañía, no solo por su potencial técnico, sino también por las condiciones naturales del territorio.

“El país reúne todos los ingredientes. Tiene la demanda energética, tiene el recurso solar, tiene la visión de la administración y de la industria que acompaña”, subrayó el ejecutivo.

Con el objetivo de responder a ese contexto, Yingli despliega en el país soluciones diseñadas para enfrentar entornos exigentes.

“Nuestra solución, sin lugar a dudas, es el N-Type TOPCon, que se comporta muy bien a alta temperatura, tiene mayor eficiencia, menor degradación inducida por luz y además responde bien a baja irradiancia en topografías montañosas”, detalló Contreras.

Los módulos Panda 3.0 Plus y Panda 3.0 Pro, pensados especialmente para proyectos utility scale, ofrecen mayor eficiencia de conversión, mejor rendimiento en climas cálidos y resistencia superior frente a la corrosión por niebla salina, amoníaco y arena. “Nuestras tecnologías en los distintos tamaños de módulo se adaptan perfectamente tanto a generación distribuida como a gran proyecto”, enfatizó.

Desde Yingli también destacan que la estrategia en Perú contempla una expansión dual: grandes plantas solares y generación distribuida. “Vamos tras el gran proyecto Utility, donde tenemos experiencia en Perú. Pero sin lugar a dudas, nos interesa mucho el mercado de generación distribuida, porque creemos que complementa muy bien las necesidades estratégicas de un país”, afirmó el directivo.

En ese sentido, la compañía impulsa alianzas locales con instaladores, integradores, distribuidores y empresas EPC, con el fin de fomentar un ecosistema solar descentralizado que responda a la demanda nacional. La generación distribuida no solo permite diversificar la oferta, sino también facilitar el acceso a energía renovable en distintas regiones.

Sin embargo, Contreras advierte que el desarrollo del mercado solar peruano aún enfrenta desafíos estructurales. “Es necesario mejorar la infraestructura eléctrica y brindar mayor seguridad jurídica a los proyectos”, señaló. En especial, menciona que los cuellos de botella en transmisión y la incertidumbre regulatoria siguen siendo obstáculos para atraer inversiones de gran escala. “Perú debe superar estos puntos para consolidarse como un polo regional en energías limpias”, resume.

Con más de 23 años de trayectoria internacional, Yingli Solar se mantiene entre los principales fabricantes de módulos fotovoltaicos a nivel global. Su presencia en mercados como Colombia, Chile y México demuestra una estrategia regional consolidada, que encuentra en Perú uno de sus pilares clave. “Estamos aquí porque ya tenemos una historia y una presencia sólida”, concluyó Contreras, reafirmando que el futuro de la energía solar en el país dependerá tanto del entorno tecnológico como del marco institucional que lo acompañe.

La entrada Yingli Solar proyecta su crecimiento en Perú con tecnología adaptada a diversas geografías se publicó primero en Energía Estratégica.

ContourGlobal anunció el cierre exitoso de su primer financiamiento de proyecto de energía renovable en Estados Unidos, marcando un hito clave en el crecimiento y diversificación continuos de la compañía. La transacción, valorada en más de 350 millones de USD, también representa la primera inversión de Tax Equity de ContourGlobal.

La financiación respalda el proyecto fotovoltaico Black Hollow Sun (BHS) de 324 MWp de ContourGlobal, ubicado en Colorado. La Fase I del proyecto solar, con una capacidad total de 185 MWp, ya está en operación comercial y suministra electricidad a Platte River Power Authority, una compañía de servicios públicos comunitaria que presta servicio a Fort Collins, Loveland, Estes Park y Longmont.

La Fase II, que añadirá otros 139 MWp, se prevé que esté completada para finales de 2026, lo que convertirá a Black Hollow Sun en la mayor instalación fotovoltaica del norte de Colorado, capaz de generar suficiente electricidad limpia para abastecer a más de 73,000 hogares al año.

«Al cerrar con éxito nuestra primera inversión de tax equity y financiamiento de proyecto para un activo renovable en Estados Unidos, demostramos la calidad y la bancabilidad de nuestros proyectos, que continúan atrayendo a instituciones financieras de primer nivel,» comentó Antonio Cammisecra, presidente y CEO de ContourGlobal.

«Este logro representa otro hito significativo en nuestro compromiso de 20 años con la energía en Estados Unidos y refleja la experiencia y capacidad de ejecución de nuestro equipo directivo —desde el desarrollo de negocios hasta la construcción, pasando por finanzas y operaciones. Este éxito en la financiación también resalta la calidad de nuestro offtaker, Platte River Power Authority, un socio clave para alcanzar este resultado», agregó. 

La transacción incluye dos componentes principales: una inversión de Tax Equity y un paquete de financiamiento mediante deuda.

La inversión de Tax Equity fue proporcionada por Tyr Energy, Inc. (“Tyr Energy”), una empresa activa en el desarrollo, adquisición y financiamiento de activos eléctricos, que además ofrece servicios integrales de gestión y supervisión a compañías de generación y distribución de energía. Tyr Energy constituye la piedra angular norteamericana de la estrategia global de energía eléctrica de ITOCHU Corporation y se enfoca en generación limpia y renovable, así como ensoluciones tecnológicas.

«Tyr Energy ha completado más de diez inversiones de tax equity, lo que subraya nuestro historial comprobado y nuestro compromiso a largo plazo con el avance del mercado de energía renovable en Estados Unidos,» dijo Garrick Venteicher, presidente y CEO de Tyr Energy.

«De cara al futuro, continuaremos buscando nuevas oportunidades de inversión para apoyar la siguiente fase de la transformación energética impulsada por el crecimiento de la demanda derivado del desarrollo de infraestructura para centros de datos de IA y la electrificación de la industria estadounidense», añadió.

El financiamiento mediante deuda fue organizado con un grupo de prestamistas internacionales, incluyendo Crédit Agricole CIB, ING Capital LLC, Intesa Sanpaolo, Mizuho y MUFG.

ContourGlobal contó con el apoyo de CRC-IB como asesor financiero, Norton Rose Fulbright US LLP como asesor legal en Nueva York y Davis Graham & Stubbs LLP como asesor legal en Colorado. Tyr también fue asesorado por CRC-IB como asesor financiero. Milbank LLP actuó como asesor legal en Nueva York y Husch Blackwell LLP como asesor legal en Colorado para la inversión de Tax Equity y el financiamiento mediante deuda.

La estructura de financiamiento destaca las sólidas alianzas de ContourGlobal con las principales instituciones financieras globales y refleja su enfoque disciplinado para desarrollar y financiar su transición hacia un productor independiente de energía (IPP) predominantemente renovable.

La entrada ContourGlobal cierra su primera operación de tax equity y project finance en el mercado renovable de Estados Unidos se publicó primero en Energía Estratégica.

Grupo INFRA, empresa mexicana de la industria de gases y soluciones para la salud, da un paso decisivo hacia la transición energética con la puesta en marcha de su planta de hidrógeno verde en Querétaro, una inversión de 100 millones de pesos realizada en colaboración con su aliado Gerresheimer. La inauguración contó con la presencia del gobernador de Querétaro, Mauricio Kuri, quien reconoció la relevancia del proyecto para fortalecer la innovación y la competitividad industrial del estado.

La nueva planta produce hidrógeno verde, a través de un proceso de electrólisis del agua, que separa el hidrógeno del oxígeno utilizando electricidad generada por fuentes renovables como la solar o eólica. A diferencia del hidrógeno convencional, este proceso no emite dióxido de carbono ni otros gases de efecto invernadero, lo que lo convierte en una de las soluciones más prometedoras para reducir la huella ambiental de sectores industriales intensivos en energía.

Esta tecnología representa un avance concreto hacia la descarbonización industrial, ofreciendo una alternativa segura, escalable y confiable frente a los combustibles fósiles tradicionales.

Como parte de su estrategia nacional, Grupo INFRA también cuenta con una planta de hidrógeno limpio en San Luis Potosí, fortaleciendo su liderazgo como pionero en el desarrollo de soluciones de energía limpia en México. En conjunto, ambas plantas permitirán una reducción de hasta 150 toneladas de CO₂ anuales frente a la producción de hidrógeno convencional, contribuyendo a un futuro más limpio y sostenible.

Además, Grupo INFRA ha integrado medidas de uso responsable del agua, al emplear agua de proceso tratada en lugar de agua potable, asegurando una gestión eficiente de los recursos hídricos.

“Con estas inversiones, Grupo INFRA consolida su liderazgo como aliado estratégico para la transición energética en México, ofreciendo soluciones que permiten reducir emisiones y avanzar hacia una economía más sustentable”, señaló Dieter Femfert, director comercial de CRYOINFRA.

De manera complementaria, la compañía continúa invirtiendo en tecnologías que priorizan el medio ambiente, como la instalación de celdas solares en varios de sus centros de manufactura, en alineación con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030.

La entrada Grupo INFRA inauguró una plata de hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Tongwei Solar apuesta por sus módulos G12R-66 y G12-66 para mejorar el rendimiento energético y disminuir el costo nivelado de la energía (LCOE) en proyectos solares de gran escala.Se trata de dos modelos bifaciales tipo N de media celda que alcanzan potencias entre 650 y 750 Wp. 

Ambos productos son presentados en el PVBook 2025, elaborado por Energía Estratégica, y pertenecen a la serie TNC 2.0, que incorpora innovaciones como la Tecnología 908 (0BB), TPE, Poly Tech e impresión por esténcil. 

Estas mejoras impulsan la eficiencia y la bifacialidad —más del 88%—, haciendo de estos módulos una alternativa sólida para proyectos donde la optimización de recursos es clave. “Más luz. Más potencia. Más beneficios”, resume la compañía en su presentación.

La firma respalda su propuesta con simulaciones concretas en un proyecto de 100 MW en Río de Janeiro, donde el modelo G12R-66 logró un rendimiento energético superior del 0,63 %, con una producción de 42,94 millones de kWh en 30 años. Por su parte, el G12-66 alcanzó un 0,71 % adicional, generando 48,08 millones de kWh en el mismo periodo.

En el aspecto económico, los resultados son igualmente significativos. El G12R-66 redujo el CAPEX en un 1,40 % y el LCOE en un 1,67 %, además de mejorar la eficiencia del uso del suelo en un 4,62 %. El G12-66, por su parte, mostró una reducción del CAPEX del 1,19 %, una caída del 1,59 % en el LCOE y una mejora del 4 % en uso de la tierra. “Un módulo, el doble de ingresos”, sintetizan desde Tongwei Solar.

Estas cifras responden también al diseño físico optimizado de los módulos, con dimensiones de 2384 x 1303 mm (G12-66) y 2382 x 1134 mm (G12R-66). Ambos productos ofrecen 30 años de garantía de potencia, lo que garantiza su operación a largo plazo y estabilidad en entornos exigentes, una condición crítica para desarrolladores en la región.

Al emplear tecnología TOPCon tipo N, la firma consigue mayores tasas de bifacialidad y eficiencia, especialmente en condiciones de baja irradiancia y altas temperaturas, frecuentes en diversas zonas de América Latina. 

Esto convierte a los modelos G12R-66 y G12-66 en herramientas estratégicas para proyectos solares en países como Brasil, México, Chile o Colombia, donde los desarrolladores buscan maximizar generación y retorno.

La orientación clara al segmento utility scale se refleja en la propuesta de valor de la empresa: “Diseñados para centrales eléctricas de gran escala, combinando una alta densidad de potencia con un valor de sistema superior”, aseguran desde Tongwei. 

Reconocimiento global en confiabilidad

En paralelo al despliegue de sus nuevos modelos, Tongwei ha logrado un hito clave en 2025 al ser reconocida por Kiwa PVEL como la empresa de mayor rendimiento del año, gracias a sus resultados sobresalientes en pruebas de confiabilidad. Es una de las dos únicas empresas del top 10 global que recibió las calificaciones más altas en todos los ensayos de estrés acelerado.

En particular, los módulos de la serie TNC demostraron un rendimiento superior a los estándares internacionales incluso bajo condiciones ambientales extremas, como alta humedad, temperaturas elevadas y ciclos térmicos prolongados.

Este reconocimiento se alinea con la estrategia de Tongwei de consolidarse como un proveedor confiable para proyectos a largo plazo, con foco en durabilidad, potencia sostenida y soporte técnico, sumado a la combinación de eficiencia energética, ahorro económico, confiabilidad comprobada e innovación constante.

La entrada Tongwei apuesta por sus módulos G12R-66 y G12-66 para reducir LCOE en proyectos solares se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) volvió a adjudicar más de 500 MW renovables en una ronda del Mercado a Término (MATER), siguiendo la tendencia de las últimas convocatorias.

Diez proyectos resultaron ganadores de 515 MW de prioridad de despacho del llamado correspondiente al tercer trimestre del presente año, todos sin la necesidad de recurrir al sistema de desempate (hecho inusual en el MATER), debido a las zonas donde se ubican. 

División geográfica de la capacidad designada en el 3° Trim. 2025

• 140 MW en la región de Misiones – Noreste Argentino (NEA) – el Litoral 
• 30 MW en la Costa Atlántica
• 345 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA) 

La generación fotovoltaica nuevamente predomina entre los proyectos asignados, ya que 485 MW corresponden a siete parques solares (cuatro de ellos con obras obras de transporte eléctrico asociadas) y sólo 30 MW al parque eólico Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina en la Costa Atlántica). 

Mientras que de la totalidad adjudicada para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 140 MW lo hará a través del MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 375 MW mediante el mecanismo “Referencial A” (posibilidad de curtailment de 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión). 

Aunque cabe aclarar que la mayor parte de la capacidad designada a la herramienta Ref A. corresponde a parques renovables que incluyen proyectos de transmisión y/o BESS para fortalecer el sistema. Y dichas obras están comprometidas a ingresar en operación comercial entre marzo y octubre del año 2030: 

• Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de un parque eólico en el mismo corredor y límites.
• Mendoza Sur (105 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
• Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo). 
• PS Sol del Valle (120 MW) de Genneia: Corresponde a una obra previa de la convocatoria del 4° Trimestre de 2024 y abarca la compensación shunt Malvinas 132 kV (Aumento Exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie ET Recreo. 

Además, esta ronda del Mercado a Término dejó a Genneia, SolarDQD, y Ambiente y Energía como las tres grandes ganadoras, debido a que se repartieron más del 60% de la capacidad adjudicada en seis de los diez proyectos. 

Genneia hizo lo propio con sus ya mencionados parques solares Mendoza Sur (105 MW) y Sol del Valle (120 MW), ambos con obras de transporte eléctrico asociadas en la región Centro – Cuyo – NOA, y se mantiene como una de las principales generadoras renovables del país con más de 1400 MW operativos. 

Por el lado de SolarDQD, ya recurrente en el MATER, vio luz verde para sus centrales fotovoltaicas Leonesa (30 MW) y Puente Libertad (15 MW) en la zona de Misiones – NEA – el Litoral, y acrecienta su espalda sectorial tras haber construido más de 1000 MW. 

Mientras que Ambiente y Energía logró prioridad para los proyectos FV denominados El Sol de Formosa (15 MW) y El Sol de Clorinda (50 MW), ambos en la provincia de Formosa, de modo que le ayuda a dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período.

La entrada El mercado entre privados de Argentina volvió a adjudicar más de 500 MW renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

En el mundo hay tres billones de dólares listos para invertirse en energías renovables y Colombia tiene todo para atraer una parte cada vez mayor de ese capital. Así lo afirmó Camilo Bejarano, gerente de ventas Utility de JA Solar, durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia.

Actualmente, el país ha movilizado más de USD 6000 millones en inversiones renovables, aunque la región andina en su conjunto capta apenas el 0,2% del capital total.

“Hay mucho dinero; hay que salir a buscarlo y crear el espacio para que llegue”, enfatizó el ejecutivo.

JA Solar —uno de los principales fabricantes globales de módulos fotovoltaicos— mantiene una presencia activa en el mercado colombiano, donde observa una evolución sostenida tanto en proyectos Utility Scale como en generación distribuida. 

Bejarano remarcó la señal de crecimiento que está dando el país con cifras que aumentaron de 20 MW instalados en sistemas distribuidos en 2018, a 400 MW en 2024 y las expectativas de cerrar el 2025 con cerca de 500 MW. “Nuestra apuesta es generar valor y hacer que las cosas sucedan”, sostuvo.

Para lograrlo, la compañía está trabajando para conectar proyectos con banca de inversión internacional, especialmente asiática, con el objetivo de cerrar la brecha entre el soporte técnico y la bancabilidad de los proyectos solares. 

“No basta con ofrecer un módulo en vatios pico. Queremos acompañar al cliente en todo el proceso para que el proyecto sea viable técnica y financieramente”, explicó Bejarano justificando su posicionamiento frente a que la discusión ya no pasa por el costo de la tecnología, sino por la financiación y en la voluntad de invertir.

En la última década la energía solar redujo su costo en un 80% y la eólica en un 65%, lo que elimina las barreras de adquisición. Y aquí es donde se destacó el trabajo realizado por el sector colombiano que se ha convertido en un referente regional por la madurez y la calidad de sus políticas públicas.

No obstante, el ejecutivo insistió en que es necesario fortalecer la articulación entre el sector público, los operadores y las comunidades para mantener el flujo de capital y acelerar los tiempos de ejecución de los proyectos. 

El mensaje fue bien recibido entre los asistentes del FES Colombia, donde la conversación giró en torno a cómo acelerar el desarrollo de infraestructura, simplificar los procesos de licenciamiento y garantizar condiciones estables para nuevos proyectos solares y eólicos.

Desde la mirada de Bejarano, el país ya superó la etapa del aprendizaje tecnológico y se encamina hacia un nuevo ciclo de inversión. “Colombia ha demostrado que se pueden hacer las cosas bien. Ahora necesitamos escalar. Y para eso, el financiamiento internacional será clave”, concluyó.

Reviva el día 1 de FES Colombia aquí: https://www.youtube.com/watch?v=j47zIf2RzT8

La entrada JA Solar proyecta a Colombia con gran potencial para atraer parte de los USD 3 billones globales en renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala avanza en una transformación estructural de su matriz energética. El gobierno puso en marcha la licitación pública PEG-5, que busca contratar 1400 MW de potencia firme para cubrir la demanda futura del sistema eléctrico nacional. 

El viceministro de Energía, Juan Fernando Castro Martínez, confirmó que el proceso ya generó interés por parte de inversores y generadores e invitó al sector privado a participar de la convocatoria, la cual se espera marque el inicio del almacenamiento con baterías en Guatemala

“Ya vendimos 22 pliegos de bases y condiciones y estamos en la fase de observaciones y consultas de parte de los interesados”, indicó en su participación en el encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia. 

La licitación contempla tecnologías renovables no convencionales —solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica— así como proyectos de gas natural y almacenamiento. De los 1400 MW en juego, la mitad estará destinada exclusivamente a un combinación de un mix de energías renovables y los restantes 700 MW a capacidad firme de  gas natural.

El funcionario explicó que este nuevo proceso surge luego de que una licitación anterior fuera declarada desierta, sin adjudicación de potencia, por lo que además se considera el crecimiento de la demanda y nuevos requerimientos.

“Invitamos a todos los agentes del mercado a participar”, manifestó el funcionario ante un auditorio de más de 400 líderes regionales, destacando la apertura del Estado a proyectos privados, en un esquema con contratos de largo plazo y entrada en operación prevista a partir de 2030.

El diseño del proceso también habilita la incorporación de almacenamiento energético, elemento clave para gestionar la variabilidad de las renovables y mantener la estabilidad del sistema, de manera que  la regulación vigente ya permite la participación de esta tecnología en los procesos de licitación. 

En esta etapa el modelo de almacenamiento contemplado es el basado en baterías, lo cual ofrece una solución concreta de corto plazo para soportar la integración de renovables y fortalecer la potencia firme en el sistema.

Y a su vez, Juan Fernando Castro Martínez explicó que ya se han definido aspectos fundamentales como el tratamiento del despacho y el reconocimiento de costos variables. 

Electrificación rural, integración regional y los desafíos técnicos

En paralelo al proceso licitatorio, el gobierno impulsa una agenda de electrificación rural para ampliar la cobertura en zonas aisladas. El país accedió recientemente a un financiamiento de 155 millones de dólares por parte del BID, que será utilizado para ejecutar proyectos de extensión de red e infraestructura en regiones postergadas. “Estamos haciendo una intervención fuerte en la electrificación rural”, aseguró Castro Martínez.

En materia de integración regional, Guatemala participa activamente del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). La infraestructura compartida permite realizar intercambios de energía en tiempo real. 

“Actualmente, por ejemplo, estamos importando energía de El Salvador”, señaló, destacando que estas operaciones ayudan a optimizar costos y reforzar la confiabilidad del sistema.

No obstante, el viceministro de Energía advirtió que existen limitaciones técnicas y de gobernanza que deben ser abordadas. A nivel de infraestructura, los sistemas nacionales de transmisión no siempre están preparados para evacuar grandes volúmenes de energía a través del canal regional, dado que existe “una limitante técnica vinculada con el sistema nacional de transmisión”. Además, identificó la necesidad de una gobernanza regional más clara, que permita ejecutar las decisiones tomadas en el ámbito multilateral.

“Es necesario tener una visión regional clara y una gobernanza que permita ejecutar decisiones que se tomen a nivel del sistema regional”, planteó.

Con la licitación PEG-5 en marcha, 22 pliegos ya vendidos y una estrategia energética respaldada por soluciones tecnológicas, financiamiento multilateral e integración regional, Guatemala lanzó una convocatoria directa al sector privado para acompañar su transición. “Estamos haciendo un llamado al sector privado para que nos acompañe en este camino”, concluyó Castro Martínez.

Reviva el segundo día de la edición de FES Colombia aquí:

La entrada Viceministro de Energía de Guatemala confirmó que ya se vendieron más de 20 pliegos para la licitación de 1400 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

Puerto Rico avanza hacia una solución estructural para su aislamiento energético. El país opera como un sistema cerrado, sin interconexiones eléctricas con otras naciones, lo que limita su capacidad de respuesta ante contingencias y encarece el servicio para los abonados. La propuesta del Proyecto Hostos, una interconexión submarina de alrededor de 700 MW con República Dominicana, busca transformar esta realidad.

«Puerto Rico no es tan solo una isla, más bien un archipiélago. Es también una ‘isla eléctrica», señaló a Energía Estratégica el managing member de RL Legal & Consulting Services y exsenador de San Juan, Ramón Luis Nieves, al destacar las desventajas de operar un sistema energético aislado.

“El Proyecto Hostos surge como una alternativa para vencer el carácter aislado del sistema eléctrico de Puerto Rico”, indicó.

La iniciativa no solo apunta a resolver problemas técnicos o económicos, sino también a reforzar los vínculos regionales. “Ayudará a que ambos países se hermanen no tan solo por los afectos que existen, sino por la seguridad que provee este proyecto”, expresó Nieves, subrayando que los beneficios serán compartidos entre República Dominicana y Puerto Rico, desde el punto de vista energético y estratégico.

Obstáculos regulatorios, impacto ambiental y modelo económico

Dado que se trata de una obra de interconexión internacional, el proyecto debe sortear barreras legales y regulatorias de ambas jurisdicciones. En el caso de Puerto Rico, “Proyecto Hostos plantea un reto, pues requiere un permiso del presidente de Estados Unidos”, explicó el exsenador, aunque aseguró que el proceso ya ha tenido avances.

Además, la obra deberá cumplir con las regulaciones del Negociado de Energía de Puerto Rico y con las exigencias de permisos ambientales. Nieves estimó que el impacto será mínimo, dado que el ingreso del cable al país ocurriría en una zona ya alterada ambientalmente.

“El impacto ambiental acá en Puerto Rico sería mínimo, pues el cable entraría a una propiedad ya impactada en términos ambientales”, detalló.

Desde el punto de vista técnico, el Proyecto Hostos se presenta como un aporte concreto para la diversificación de la matriz eléctrica local. Incorporaría generación renovable y, lo que es clave para Puerto Rico, ofrecería la capacidad de proveer “black start”: reiniciar el sistema eléctrico tras un apagón generalizado. “Aportaría mucho generando energía limpia, incluyendo renovables, y por su capacidad para proveer ‘black start’ al sistema eléctrico”, sostuvo Nieves.

En cuanto al financiamiento, afirmó que el desarrollo será totalmente privado, sin afectar el presupuesto público. “Contarán con apoyo económico privado para lograr el proyecto”, dijo, destacando que los desarrolladores tienen la experiencia necesaria para ejecutarlo con solvencia.

Sin embargo, advirtió que el reto estará en el contrato de compraventa de energía que se acuerde con el Gobierno de Puerto Rico. Será necesario asegurar una tarifa competitiva para los abonados sin comprometer la rentabilidad de los desarrolladores.

“La esperanza es que, cuando llegue el momento, se logre un contrato a precios asequibles para los abonados, asegurando además un retorno de inversión adecuado”, afirmó.

La posibilidad de una interconexión de esta magnitud marcaría un hito para el Caribe. No solo mitigaría el aislamiento energético de Puerto Rico, sino que también consolidaría un modelo de integración eléctrica regional, que refuerce la seguridad, estabilidad y resiliencia de los sistemas en islas.

“Este proyecto será de provecho tanto para nuestros hermanos y hermanas de la República Dominicana como para Puerto Rico”, concluyó Nieves.

La entrada Puerto Rico busca romper su aislamiento energético con una interconexión de 700 MW con República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

Great Power apuesta fuerte por Perú como puerta de entrada a una expansión regional más amplia en el sector del almacenamiento energético. Así lo adelantó Jaime Gómez, director de negocios para América Latina de la compañía, quien anticipa una estrategia enfocada inicialmente en el segmento comercial-industrial, con perspectivas claras de avanzar hacia utility scale a medida que el marco regulatorio local lo permita.

“Creemos que aquí en Perú vamos a estar comenzando muy fuerte con comercial industrial, mientras se van regulando todo el utility scale”, manifestó el ejecutivo en entrevista audiovisual exclusiva con Energía Estratégica, realizada durante el Future Energy Summit (FES) Perú 2025.

La firma, que se posiciona como el segundo actor en comercio industrial dentro de China, avanza ahora en un proceso de internacionalización que busca capitalizar las oportunidades del almacenamiento energético en América Latina. “Nuestra intención es ser uno de los jugadores en suministro en América Latina”, expresó Gómez, resaltando que el despliegue será tanto en utility scale como en comercio e industria.

En términos de capacidad instalada, la empresa proyecta alcanzar una producción global anual de entre 60 y 100 GW, una cifra que dimensiona la escala de sus ambiciones para consolidarse como un proveedor estratégico en la región. “Vamos a estar apoyando a los clientes no sólo en utility scale, como digo, sino también en comercio industrial”, detalló.

Gómez traza un diagnóstico del sector latinoamericano en el que distingue niveles de madurez desiguales: “En América Latina hay muchos países que tienen una madurez de mercado como Chile, y ahí estamos enfocándonos mucho también en utility scale”, señaló. La apuesta por Perú, en este sentido, se inscribe dentro de una estrategia escalonada y adaptativa.

Mire la entrevista completa con Jaime Gómez de Great Power ⤵️

Al referirse al desarrollo local del almacenamiento, advirtió que el mercado peruano aún necesita consolidarse normativamente, aunque ya se delinean áreas prioritarias. “Todavía para el segmento de utility scale le queda madurar un poco, pero va a tener mucha orientación hacia servicios complementarios”, explicó, destacando la importancia de articularse con las compañías eléctricas para avanzar en soluciones que aporten estabilidad a la red.

Desde el punto de vista tecnológico, Great Power apunta a responder a los desafíos operativos de la región mediante sistemas capaces de ejecutar funciones como backup energético y gestión de picos de demanda (peak shaving), dos condiciones cada vez más requeridas por la industria ante la inestabilidad del suministro en varios países.

La visión de la compañía se apoya en una propuesta técnica robusta: el desarrollo de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) con alta vida útil, bajo costo y eficiencia operativa, integrados a través de electrónica de potencia de última generación y controladores inteligentes capaces de optimizar la interacción entre red, batería y protecciones.

“Nosotros en 23 años de historia hemos visto la evolución de todos los avances tecnológicos del sector”, recordó Gómez, y aseguró que Great Power ya se encuentra desarrollando las siguientes generaciones de sistemas de almacenamiento, más allá del litio, tecnología dominante en su portfolio actual.

Además del despliegue comercial y técnico, la compañía busca consolidar su presencia institucional en la región. “Esperamos que nos conozcan en Perú, que nos conozcan en toda la región. Vamos a estar muy fuerte apoyando a todos los clientes que nos puedan ver y brindándoles todo el apoyo técnico, aparte de todas las condiciones de suministro”, concluyó el ejecutivo.

La participación de Great Power en el Future Energy Summit Perú marca un paso más dentro de esa estrategia, que combina expansión territorial, evolución tecnológica y posicionamiento como proveedor integral de almacenamiento energético en América Latina. Además, estarán participando en FES Colombia.

La entrada Great Power acelera su expansión en Perú con almacenamiento y sistemas de peak shaving para comercial e industrial se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile se encuentra ante una transformación estructural de su sistema eléctrico, liderando la carrera por el almacenamiento en América Latina. El país superará los 2 GW operativos de BESS para enero de 2026, un hito originalmente previsto para 2030, y podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que representa un adelanto de más de dos décadas respecto a la meta oficial de 6 GW al 2050. 

“Esto refleja su creciente relevancia estratégica en la transición hacia un sistema energético más flexible y descarbonizado. Asimismo, se proyecta que Chile superará los 40 GWh al 2027, multiplicando por más de diez su capacidad actual”, destacó  el CEO de Siemens Chile, Christian Candela, en diálogo con Energía Estratégica.

Ante este escenario, Siemens ha definido una estrategia clara para acompañar el despliegue masivo de BESS en el país, reforzando su portafolio de soluciones integradas. La empresa participa actualmente en el 20% de los proyectos BESS en operación y en el 30% de los que están en construcción, con foco en electrificación, automatización y digitalización de la red.

El ejecutivo aseguró que la expansión de los sistemas BESS permitirá integrar mayor volumen de energías renovables, estabilizar la red y reducir la dependencia de generación fósil de respaldo, abriendo al mismo tiempo oportunidades industriales, y pasar de “un modelo extractivo a otro que agregue valor local a través de tecnología, manufactura e innovación”.

Para atender los desafíos de escalabilidad y confiabilidad que supone una infraestructura de 40 GWh, Siemens despliega un portafolio que combina equipos eléctricos, sistemas de control y plataformas digitales de operación avanzada. 

Esto incluye subestaciones digitales, tableros de protección, celdas de media y baja tensión, SCADA, EMS (encargado de gestionar los flujos de energía) y BMS (encargado de gestionar contenedores de baterías), junto con la integración de inteligencia artificial a través de su plataforma digital Siemens Xcelerator. 

“Además, el almacenamiento maximiza el uso de la infraestructura existente al equilibrar flujos de energía y facilitar la integración de fuentes renovables variables, como solar y eólica, aumentando la competitividad del mercado eléctrico”, explicó el CEO. 

La compañía considera que esta expansión permitirá también maximizar el uso de la infraestructura de transmisión existente y no recurrir a inversiones millonarias en nuevas líneas de transporte eléctrico, ya que los sistemas BESS pueden recibir energía en momentos de baja demanda o exceso de generación y liberarla cuando la red lo requiere, evitando picos de carga que saturan la infraestructura existente.

Digitalización, inteligencia y resiliencia

Para enfrentar el nuevo mapa energético, Siemens impulsa soluciones digitales que garanticen una red resiliente, flexible y descentralizada. En ese sentido, su plataforma Gridscale X permite gestionar recursos energéticos distribuidos, escalar capacidad con agilidad y conectar los mundos TI y OT en tiempo real.

“El almacenamiento energético, combinado con plataformas inteligentes, permite anticiparse a las necesidades del sistema, reducir riesgos operativos y optimizar la planificación de la red”, destacó el ejecutivo.

Desde Siemens, consideran que el desafío de llegar a más de 40 GWh en almacenamiento no solo es alcanzable, sino necesario. “Chile tiene la oportunidad de construir un modelo energético de clase mundial, y queremos ser parte activa de esa transformación”, concluyó Christian Candela.

La entrada Siemens proyecta 40 GWh BESS al 2027 en Chile y refuerza su portafolio tecnológico se publicó primero en Energía Estratégica.

Del 16 al 18 de octubre, APsystems participó de ExpoSolar Colombia 2025 desde el pabellón 11-16, stand #3427A, en el Gran Salón Corferias de Bogotá. Allí, instaladores, distribuidores y profesionales del sector solar pudieron conocer de primera mano las soluciones más recientes de la compañía, en el marco de sus 15 años de innovación global.

Durante los tres días del evento, la empresa exhibió sus tecnologías de microinversores y almacenamiento energético inteligente, reafirmando su posicionamiento como actor estratégico para la transición energética en América Latina.

Fundada en Silicon Valley en 2010, APsystems cuenta con presencia en más de 156 países, cuatro unidades de negocio globales y millones de unidades instaladas que generan más de 8 TWh de energía renovable. Su propuesta tecnológica incluye microinversores, herramientas de monitoreo y sistemas AC acoplados de almacenamiento.

Una de las principales novedades que la compañía mostró en Bogotá fue el DS3-LV, su modelo más reciente de microinversor dual. “Está diseñado para trabajar con módulos fotovoltaicos de alta potencia y cuenta con dos MPPT independientes, mayor corriente de entrada y potencia de salida optimizada”, destacaron desde la empresa.

El equipo puede conectarse con módulos de hasta 670 W y entrega una potencia continua de salida de 900 VA, lo que lo convierte en una solución ideal para aplicaciones residenciales con sistemas de 120-127 V. “Su diseño compacto y ligero maximiza la producción de energía; la encapsulación en silicona mejora la disipación térmica y la resistencia a condiciones extremas”, puntualizaron desde APsystems.

Otra funcionalidad destacada es la posibilidad de monitoreo en tiempo real 24/7 desde aplicaciones móviles o a través de un portal web, sumado a su capacidad de control de potencia reactiva, esencial para una mejor gestión de picos de red.

Por otro lado, el almacenamiento energético continúa expandiendose en América Latina, con más de 1560 MW de capacidad instalada según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). En este contexto, la firma presentó su nueva generación de PCS inteligentes, el ELS-11.4K, parte central del sistema APstorage. Este equipo, combinado con baterías de baja tensión —como la APbattery—, permite una gestión optimizada de la energía.

“El software inteligente permite elegir entre modos de respaldo, autoconsumo o tarifas pico”, indicaron. La arquitectura del sistema soporta hasta 20 kWh en baterías en paralelo, una potencia nominal y de respaldo de 11,4 kVA y una eficiencia de hasta 96,5 %, integrándose completamente con la plataforma EMA de APsystems.

Durante ExpoSolar Colombia, la compañía desarrolló además una agenda técnica robusta, orientada a capacitar a profesionales y mostrar la interoperabilidad de sus soluciones. El primer día incluyó un entrenamiento especializado sobre APdesigner y el portafolio de microinversores, así como un taller práctico realizado junto al distribuidor Meico, enfocado en instaladores y atención técnica.

El segundo día se llevaron a cabo dos sesiones técnicas claves. En el Salón Conector 7-8, se dictó la charla “Tecnología para un futuro energético flexible”, donde se analizó cómo las soluciones APstorage y los microinversores DS3 contribuyen a sistemas fotovoltaicos resilientes y adaptables. Más tarde, en el stand del socio Solaire, la conferencia “De panel a batería” exhibió la integración de módulos, microinversores DS3-LV y baterías, resaltando la compatibilidad de APsystems con múltiples marcas.

El sábado 18, el stand permaneció abierto con atención personalizada por parte del equipo técnico. Los visitantes pudieron conocer los microinversores DS3-LV y DS3-H, las soluciones de almacenamiento APstorage y el sistema de monitoreo EMA, que permite una gestión integral del sistema fotovoltaico.

“Durante tres días de actividades, capacitaciones, charlas técnicas y presentaciones, APsystems reafirmó su compromiso con la innovación y el impulso de la energía solar en la región”, concluyó la compañía.

Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos.  Por lo que, la participación en ExpoSolar 2025 fue una oportunidad para mostrar el liderazgo de la empresa en tecnología MLPE, con productos de última generación que combinan eficiencia, monitoreo inteligente y modularidad.

La entrada APsystems presentó nuevos microinversores y almacenamiento modular en ExpoSolar Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, anunció este lunes, que las empresas generadoras restituirán en las cuentas de electricidad a partir de enero de 2026 los cobros en exceso realizados por éstas.

La autoridad -tras reunirse con el Presidente de la República, Gabriel Boric-, señaló que “el camino que nos habíamos diseñado, de buscar que se devuelva lo antes posible la plata, ya está logrado. A partir del primero de enero de 2026, todos los clientes del sector eléctrico van a recibir en su cuenta el monto que les va a ser transferido mes a mes durante el próximo período de fijación tarifaria, de enero a junio”.

El biministro García añadió que el monto de la restitución será en torno a los $2 mil al mes o $12 mil en seis meses, para cada hogar. “Este es exactamente el monto que se cobró de más. Es muy importante que la ciudadanía sepa que todo lo que se cobró de más está siendo devuelto por la vía tarifaria”, manifestó.

La autoridad explicó que «la devolución incluye un reajuste y una tasa de interés equivalente a la que normalmente se paga. Por lo tanto, la devolución incluye una compensación por el tiempo que las empresas tuvieron esos recursos». Consultado por el monto total de la restitución, el secretario de Estado dijo “son aproximadamente US$ 250 millones, sumando transmisoras y generadoras”.

Asimismo, el biministro recalcó: “Quiero apreciar también que todos los actores del sistema estuvieron a la altura de las circunstancias. En un período muy breve de tiempo, una semana construimos un acuerdo con las empresas generadoras, con la empresa transmisora, de tal manera que los clientes recibieran sus recursos lo más rápido posible”.

Proceso de fijación de tarifas

El proceso para la fijación de tarifas de la energía sigue su curso normal, tal como lo estipula la actual legislación eléctrica. Tras la presentación de observaciones por parte de las empresas del sector eléctrico al Informe Técnico Preliminar para la Fijación del Precio Nudo Promedio (PNP), plazo que culminó el pasado viernes, ahora corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) emita el Informe Técnico Definitivo (ITD).

Dicho ITD es recibido por el Ministerio de Energía, institución que elabora el decreto PNP y lo envía a la Contraloría General de la República (CGR) para su toma de razón y posterior publicación en el Diario Oficial. De no haber retraso en estos pasos, las nuevas tarifas de la energía eléctrica se implementarán a partir del 1 de enero de 2026.

La entrada Biministro de Chile anuncia que empresas generadoras restituirán sobrecostos en cuentas de electricidad a partir de enero de 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Con el objetivo de activar la infraestructura de carga pública en regiones donde la inversión privada aún no es rentable, el Gobierno de Chile lanzó el programa Corredores Verdes, un piloto que busca financiar la instalación de cargadores desde 7 kW en zonas estratégicas del norte y centro del país.

La iniciativa destina 54 millones de pesos chilenos para cofinanciar proyectos en 11 corredores viales, priorizando territorios con baja adopción de vehículos eléctricos y altos costos de recuperación para privados.

“Corredores Verdes aborda la falta de infraestructura de carga en zonas donde el mercado aún no tiene incentivos suficientes para invertir”, sostiene Josué Muñoz, Project Manager de Electromovilidad en la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE),

En esos territorios, los cargadores no se instalan porque no hay usuarios, y no hay usuarios porque no hay cargadores. Para enfrentar este desafío, el programa cofinancia cargadores de menor potencia, a partir de 7 kW, que tienen costos operativos más bajos y no están sujetos a cargos por potencia de las distribuidoras.

La estrategia se integra de forma directa con los lineamientos de planificación nacional. “Corredores Verdes se inserta en la cadena de planificación de la electromovilidad en Chile”, explica Muñoz a Mobility Portal Latinoamérica.

El programa materializa uno de los ejes definidos en el Plan Maestro de Infraestructura de Carga Pública, elaborado tras la Hoja de Ruta de la Estrategia Nacional de Electromovilidad. Su objetivo práctico: romper la parálisis estructural que impide el desarrollo de carga pública en zonas aisladas.

Distribución de fondos y criterios de priorización

El presupuesto de 54 millones de pesos se distribuirá según prioridades estratégicas predefinidas.

“En el nivel más alto están Tocopilla–Mejillones y Chañaral–Caldera, que pueden recibir hasta 8 millones de pesos o hasta el 80% del costo total, lo que ocurra primero”, indica.

Un segundo grupo de corredores ubicados en Tarapacá, Antofagasta y Atacama podrá acceder a hasta 7 millones o 70%, mientras que el tercer grupo, en Coquimbo y Valparaíso, optará a hasta 6 millones o 60%.

La aplicación del modelo de tope dual permite combinar porcentaje y monto máximo para evitar sobrefinanciamiento y asegurar una asignación eficiente. Este enfoque también apunta a dirigir más recursos hacia las zonas con mayor brecha de infraestructura.

Postulantes habilitados y criterios de evaluación

El programa está abierto exclusivamente a personas jurídicas constituidas en Chile, como operadores de carga (CPOs), municipios, universidades, empresas turísticas, cooperativas y consorcios. No se admite la participación de personas naturales.

“En la práctica, cualquier persona que despliegue una instalación de carga pública conforme al instructivo puede ser considerada operador de carga”, detalla Muñoz.

La evaluación de las ofertas considera tres criterios clave:

• Cantidad de ubicaciones ofertadas (50%)

• Cantidad total de puntos de carga (35%)

• Experiencia del postulante (15%), medida en certificados TE6 regionales y nacionales.

“Con ello se premian propuestas con mayor cobertura territorial, capacidad instalada y experiencia comprobada”, agrega el Project Manager.

Territorialidad, dispersión y conectividad real

Cada corredor se compone de dos o tres zonas concatenadas. Las postulaciones deben asegurar un mínimo de dos ubicaciones por corredor, en zonas distintas, con el fin de garantizar trayectos funcionales para los vehículos eléctricos.

“Con esto se busca asegurar separaciones razonables entre puntos, de modo que un vehículo pueda desplazarse efectivamente de una zona a otra dentro del corredor”, explica Muñoz.

La dispersión territorial se verificará mediante archivos KMZ georreferenciados, que permiten identificar con precisión si las ubicaciones propuestas se distribuyen correctamente.

Turismo sostenible y articulación público-privada

Además del enfoque técnico, el programa apuesta por sinergias con el turismo sostenible y actores locales..

“Buscamos que hoteles, restaurantes, viñas o parques incorporen cargadores públicos como parte de su oferta”, afirma Muñoz. Esto no solo mejora la experiencia de viaje, sino que fortalece la economía local al incentivar el uso de servicios asociados.

El modelo destination charging ya ha mostrado resultados positivos en regiones como Aysén y O’Higgins, donde actores privados han instalado infraestructura por su cuenta.

Corredores Verdes potencia este modelo con apoyo estatal y criterios de interoperabilidad, siguiendo el instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) publicado en 2024.

Próximos pasos y horizonte a 2026: ¿dondé habrá más cargadores?

Se espera que todas las instalaciones adjudicadas estén operativas a finales de abril. Mientras tanto, la Agencia de Sostenibilidad Energética trabaja en la segunda versión del Plan Maestro, que se ampliará a la zona centro y sur de Chile.

“Corredores Verdes operará como un piloto para validar el mecanismo de cofinanciamiento y su replicabilidad”, anticipa Muñoz. En paralelo, se prevén nuevas convocatorias del programa +Carga Rápida, orientadas a infraestructura de alta potencia en ubicaciones estratégicas.

“Continuaremos con proyectos de cofinanciamiento tanto para carga rápida como para carga en corriente alterna”, concluye el ejecutivo, proyectando una red más capilar, conectada y funcional, que acelere la transición hacia una movilidad cero emisiones.

La entrada «Reducimos las barreras de entrada»: Chile financia cargadores públicos en territorios «rezagados» se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala tiene el potencial para convertirse en un país exportador neto de energía renovable dentro del mercado eléctrico regional, con posibilidades concretas de duplicar su capacidad de generación renovable sin necesidad de incentivos fiscales. Así lo afirmó Minor E. López, presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), quien planteó una visión optimista sobre el papel del país en la transición energética de Centroamérica.

“Guatemala puede duplicar su capacidad instalada de generación renovable sin subsidios”, sostuvo López, y subrayó que esto es posible gracias al recurso competitivo del país, la estructura de mercado basada en contratos a largo plazo y una regulación que promueve licitaciones abiertas para proyectos energéticos. El funcionario destacó que en Guatemala se desarrollan subastas bajo el principio de neutralidad tecnológica, sin condicionar el tipo de fuente energética, lo que permite que se imponga la oferta más competitiva.

“Lo que se promueve es una licitación donde compiten todas las tecnologías, y hasta ahora las renovables han sido las que han ganado”, indicó.

Según López, esto ha permitido un crecimiento sostenido del parque renovable sin necesidad de mecanismos fiscales. A modo de ejemplo, mencionó que el país tiene una capacidad contratada de más de 800 MW de recursos solares y eólicos, adjudicados mediante licitaciones abiertas en condiciones de mercado, sin incentivos adicionales.

“Estos proyectos están respaldados por contratos firmes de 15 años, lo que garantiza estabilidad para los inversionistas”, detalló.

Un modelo replicable en la región

El presidente de la CRIE señaló que Guatemala ya está exportando energía renovable hacia el sur de Centroamérica y que su participación en el Mercado Eléctrico Regional (MER) será cada vez más relevante. “Hay flujos de exportación significativos desde Guatemala hacia El Salvador y Honduras”, comentó, y advirtió que este fenómeno puede intensificarse con una mayor integración del sistema y una regulación regional más armonizada. Desde su perspectiva, la región tiene un potencial enorme si logra alinear su marco normativo. “La regulación puede incentivar o desalentar la inversión”, advirtió, y remarcó la importancia de que los reguladores acompañen la política pública con normas claras y predecibles para el sector privado.

Además, enfatizó el rol de la CRIE en facilitar un entorno armónico para la expansión de la infraestructura eléctrica y la participación privada. “La región ha sido pionera en esquemas de asociación público-privada. La transmisión y distribución están operadas en gran medida por empresas privadas”, puntualizó. Durante el panel, López también mencionó que Guatemala ha sido un referente regional en la planificación energética. El país cuenta con un plan indicativo de generación, desarrollado por el ente regulador nacional, que guía las decisiones de licitación y expansión de capacidad. “Este documento se convierte en la base sobre la cual se hacen las subastas”, explicó.

En ese marco, el presidente de la CRIE señaló que se prevé que las futuras licitaciones permitan contratar entre 800 y 1000 MW adicionales de capacidad renovable, lo cual duplicaría la capacidad actual en los próximos años. “Estamos hablando de inversiones importantes, que pueden realizarse en condiciones de mercado, sin la necesidad de subsidios o incentivos fiscales”, insistió. También resaltó que la participación del sector privado en infraestructura energética ha sido un factor clave para esta evolución. “La iniciativa privada ha sido fundamental para que podamos avanzar en generación, transmisión y distribución”, sostuvo.

Durante el panel, si bien otros participantes no hicieron menciones tan directas a Guatemala, el país fue mencionado como uno de los puntos de origen más relevantes en los flujos eléctricos regionales y como ejemplo de mercado con condiciones estables para la inversión. Respecto al panorama regional, López señaló que uno de los principales desafíos para ampliar la participación renovable en Centroamérica es la falta de coordinación entre los marcos regulatorios de los países. En ese sentido, destacó que la CRIE está trabajando en armonizar la regulación para facilitar inversiones transnacionales y fomentar la competitividad del mercado.

“Necesitamos un marco regulatorio que incentive las renovables no solo a nivel nacional, sino también en la lógica del mercado regional”, concluyó. Y en ese contexto, Guatemala aparece como un actor con ventajas comparativas claras, por la competitividad de sus recursos, su experiencia en subastas y su infraestructura de interconexión.

La entrada Guatemala proyecta duplicar su capacidad renovable con más de 800 MW ya contratados y 700 MW en carpeta se publicó primero en Energía Estratégica.

La alta dependencia de los combustibles fósiles es uno de los principales desafíos del sistema energético hondureño. En respuesta a esta vulnerabilidad, el país está diseñando una política energética que apuesta por fuentes renovables como eje central de su transformación estructural, tal como expone el estudio técnico Sustainable energy policy in Honduras: Diagnosis and challenges, elaborado por Wilfredo C. Flores, Osvaldo A. Ojeda, Marco A. Flores y Francisco R. Rivas.

“Honduras cuenta con recursos energéticos renovables suficientes para lograr la autosuficiencia energética”, afirman los autores. El diagnóstico propone aprovechar ese potencial mediante un plan de desarrollo sostenido hasta 2030, articulado a través de políticas públicas, inversiones estratégicas y fortalecimiento institucional.

El documento identifica un conjunto robusto de recursos energéticos renovables subutilizados. En el caso de la energía hidroeléctrica, Honduras posee un potencial teórico de 5.000 MW, una capacidad considerable en relación con su demanda eléctrica actual.

A esto se suma una disponibilidad solar de entre 4,5 y 6,5 kWh/m²/día, lo que convierte al recurso fotovoltaico en una opción viable tanto para generación centralizada como para sistemas descentralizados en zonas rurales. En cuanto al viento, se estima un potencial eólico de 46.600 MW, concentrado principalmente en regiones del sur del país.

“El Congreso Nacional ya aprobó un proyecto eólico de 100 MW con una inversión privada de 250 millones de dólares”, detalla el estudio. Este tipo de iniciativas forman parte de un paquete de adjudicaciones por 250 MW en nuevas plantas renovables, incluyendo también proyectos hidroeléctricos y geotérmicos.

En el caso de la geotermia, se identifican zonas con gradientes térmicos aprovechables que podrían integrarse a la matriz nacional. Si bien requiere estudios de factibilidad y exploración, el potencial geotérmico hondureño se perfila como una fuente complementaria clave para aportar estabilidad a una matriz con creciente participación solar y eólica.

El documento propone una hoja de ruta al 2030 que prioriza la incorporación de renovables para reducir la exposición del país a la volatilidad internacional del crudo y mejorar su seguridad energética.

“El escenario deseado considera la incorporación de 3000 MW de nueva capacidad instalada, en su mayoría renovable, con una inversión estimada de 4285 millones de dólares”, señala el plan.

Esta expansión permitiría cubrir el incremento proyectado de demanda, elevar la cobertura eléctrica y reducir drásticamente la participación del petróleo en la generación nacional.

Para viabilizar la implementación del plan, el documento plantea una reforma institucional que incluya la creación de un Ministerio de Energía, capaz de integrar y coordinar todas las áreas del sector: hidrocarburos, electricidad, eficiencia y renovables.

“La actual dispersión institucional genera ineficiencias en la toma de decisiones y limita la atracción de inversiones”, sostienen los autores del estudio. Esta nueva institución tendría el mandato de articular políticas públicas, establecer marcos regulatorios adecuados y acompañar la ejecución de proyectos estratégicos, especialmente en renovables.

Honduras se encuentra en una encrucijada energética. Aunque su matriz actual refleja una fuerte dependencia de fuentes fósiles, el país cuenta con una base técnica y un potencial renovable suficientes para iniciar una transformación estructural del sistema eléctrico.

“Lo más urgente no es redescubrir el potencial, sino implementar políticas que conviertan esos recursos en capacidad instalada real”, concluye el documento. La oportunidad está planteada: consolidar una matriz limpia, diversificada y soberana, que reduzca la vulnerabilidad externa y acelere el desarrollo sostenible del país.

La entrada Honduras impulsa su nueva matriz con más de 3000 MW renovables en agenda se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis prepara nuevos modelos de inversores que permitirán integrar dos marcas distintas de baterías en un mismo equipo, abriendo paso a una nueva etapa de interoperabilidad en sistemas de almacenamiento energético.

Así lo confirmó la compañía durante la quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, que se condicen con el momento clave para el país tras la publicación de los nuevos lineamientos regulatorios del Ministerio de Energía y la CREG que comienzan a habilitar esquemas de remuneración para proyectos BESS.

“Queremos dar libertad al mercado y ofrecer una integración abierta que impulse la competitividad y la eficiencia de los proyectos. Esto permitirá a los EPCistas seleccionar la batería más adecuada sin depender de un único proveedor”, señaló Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis. 

La compañía ya cuenta con sus primeras soluciones all in one, con modelos de 50 y 125 kW (el más grande del mercado) adaptados a las condiciones de la región. Asimismo, los nuevos inversores también destacan por su adaptabilidad, de modo que el catálogo aparecen versiones capaces de operar en sistemas monofásicos, trifásicos o split phase, con diferentes tensiones y entornos.

Estos equipos, tropicalizados para responder a los perfiles eléctricos y climáticos de Latinoamérica, garantizan un rendimiento óptimo incluso en entornos exigentes. La compañía apunta así a reducir los fallos de instalación y mantenimiento, uno de los principales desafíos para los proyectos solares y de almacenamiento en la región.

En este contexto, Ricci advirtió que el progreso tecnológico sólo puede consolidarse si va de la mano de marcos normativos sólidos que respalden las inversiones en storage. Aunque hoy el juego financiero resulta atractivo, «sin reglas claras y previsibles el desarrollo se ralentiza», por lo que consideró esencial que las políticas públicas mantengan el ritmo de la innovación.

El mensaje coincide con los llamados de otros mercados latinoamericanos, como Chile y México, donde el desarrollo de sistemas BESS (en proyectos híbridos o stand alone) avanza más rápido que la actualización regulatoria. 

El país andino superará los 2 GW operativos de almacenamiento para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada en baterías en dicho país podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.

En cuanto a México, el plan gubernamental prevé 6 proyectos FV híbridos (2027-2028) con 574 MW BESS y un horizonte de 8412 MW de almacenamiento 2028-2038 (PRODESEN).

Por último, Ricci agregó que Solis diferencia su estrategia al enfocarse en la transferencia de conocimiento, como pilar de su expansión, dejando claro que acompañan a sus socios locales con formación constante, ya que la capacitación resulta “clave para la eficiencia y la seguridad de los proyectos”.

En la misma línea, la compañía impulsa espacios de formación técnica regional para instaladores y EPCistas, fortaleciendo las capacidades locales y la seguridad operativa de los proyectos. 

Con esta visión, y con más de 80 GW de capacidad de fabricación anual, Solis refuerza su posición como uno de los principales actores del sector de inversores a nivel global y marca una tendencia en la integración abierta entre sistemas, clave para el despliegue masivo del almacenamiento en LATAM.

La entrada Solis abre las puertas a la integración de diferentes baterías en un mismo inversor se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación PET-3 para proyectos de transmisión en Guatemala fue declarada desierta, según pudo confirmar Energía Estratégica en base a información obtenida. El único participante del proceso no presentó toda la documentación técnica requerida, lo que impidió que fuera declarado solvente por la Junta Calificadora.

El Ministerio de Energía y Minas aún no ha confirmado si ratificará lo resuelto por la Junta, por lo que el futuro inmediato de los proyectos está sujeto a definiciones políticas. Esta situación marca un nuevo punto de inflexión en el desarrollo del sistema de transmisión, considerado estratégico para la estabilidad eléctrica del país.

Tal como lo habría anticipado el medio anteriormente, el proceso ya enfrentaba cuestionamientos por parte del sector privado, que había advertido sobre riesgos contractuales, baja bancabilidad y escasa certidumbre en la recuperación de inversiones. De hecho, la participación de un único oferente —proveniente del propio sector público— ya evidenciaba el bajo interés que generaron las condiciones del pliego.

La licitación contemplaba once proyectos que totalizan más de 230 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, distribuidos en diferentes regiones del país. Estas obras son consideradas fundamentales para reducir los cuellos de botella del sistema, asegurar la incorporación de nueva generación renovable y mejorar la confiabilidad del servicio.

El modelo de contratación se basaba en un esquema de remuneración a través de tarifa durante un plazo de quince años, sujeto a la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Esa estructura, sumada a incertidumbres legales y técnicas, fue señalada por actores privados como una de las principales barreras para presentar ofertas.

Frente al fracaso del proceso, la Ley General de Electricidad prevé alternativas que ahora deben activarse con celeridad. Entre ellas se destacan las obras por iniciativa propia —donde un desarrollador asume el proyecto con aprobación regulatoria— y los acuerdos entre partes, que permiten viabilizar infraestructura mediante consensos bilaterales sin necesidad de un concurso abierto.

El desenlace de PET-3 pone en alerta a todo el sector energético, ya que el estancamiento en la expansión de redes puede derivar en cuellos de botella críticos en los próximos años. Sin una respuesta rápida y coordinada del Estado, se comprometen los objetivos de crecimiento de la capacidad instalada, sobre todo en lo que refiere a proyectos de generación renovable que dependen de nueva infraestructura de evacuación.

Por ahora, la incertidumbre domina el escenario. La decisión final del Ministerio sobre la ratificación del fallo técnico será clave para determinar si se reinicia el proceso bajo nuevas condiciones o si se abre el camino hacia otros mecanismos de desarrollo previstos por la normativa. Lo que está claro es que la hoja de ruta de la transmisión en Guatemala deberá reformularse, con señales claras para atraer inversión privada y asegurar la ejecución efectiva de los proyectos.

La entrada Fracasa licitación de transmisión en Guatemala por falta de respaldo técnico se publicó primero en Energía Estratégica.

“Dato mata relato”, sintetizó Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de SER Colombia, al describir la situación actual del mercado eléctrico que deja en evidencia la necesidad de acelerar el desarrollo de energías renovables si quiere evitar un déficit estructural de energía en los próximos dos años.

Las cifras oficiales muestran que el consumo crece al doble que la oferta, lo que obliga a tomar decisiones urgentes.

Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia, destacó que las renovables ya representan el 12% de la capacidad instalada del país, con 85 parques de mediana y gran escala que suman 2.300 MW operativos. Hace apenas dos años, ese porcentaje no superaba el 2%.

En paralelo, el segmento de autogeneración también muestra una evolución récord: el número de proyectos identificados pasó de 9.000 a más de 21.000 en menos de un año, superando 1 GW de potencia instalada y con ahorros de entre 30% y 90% en los costos de energía para las empresas.

Otro de los datos que llamó la atención fue que el 80% de los colombianos apoya el desarrollo de energías renovables, según un estudio realizado junto al Centro Nacional de Consultoría, y que la sociedad está cada vez más informada sobre la transición energética.

Pese a la percepción de un mayor rechazo, este está concentrado en algunas regiones y en las plantas de mayor escala.

Sostener el ritmo inversor

Hernández advirtió que el tiempo corre y el país necesita dar señales claras para atraer inversión. El principal obstáculo para la directiva está en la regulación: más de 6.500 MW cuentan con conexión aprobada pero aún no logran cerrar financieramente. Para revertir esa situación, SER Colombia trabaja junto al Gobierno en tres frentes prioritarios:

• Reactivar las subastas de contratos de largo plazo, recogiendo las lecciones de los procesos anteriores para ofrecer estabilidad y certidumbre a los inversionistas.
• Ajustar la subasta del cargo por confiabilidad, cuyas condiciones actuales dificultan la participación de las fuentes renovables y encarecen los precios de energía.
• Acelerar la regulación del almacenamiento, que ya cuenta con un primer borrador y con una cámara integrada por 18 empresas del sector, pero que requiere definiciones técnicas para integrarse efectivamente a la red y a los proyectos de autogeneración.

Cabe señalar que ya se han hecho públicas las actualizaciones de LASolar y LAEólica (en consulta) que reducen trámites sin perder rigor técnico. El objetivo es extender este modelo a la eólica, las pequeñas centrales hidroeléctricas y la transmisión, donde los tiempos administrativos siguen siendo un cuello de botella.

“Podemos tener la mejor normatividad, pero cada actor debe cumplir su rol: las empresas deben hacer bien su trabajo técnico y social, y el Estado debe responder en los plazos normativos. Si reducimos los tiempos, Colombia podrá acelerar su transición energética”, concluyó Hernández.

La entrada SER Colombia detalla medidas urgentes para asegurar inversiones renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

México oficializó este 23 de octubre las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) que regulan el otorgamiento, modificación y vigencia de permisos para la generación y almacenamiento de energía eléctrica. Emitidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF), estas disposiciones establecen un marco unificado y obligatorio que aplica a todas las personas físicas, morales y entidades públicas que deseen desarrollar proyectos eléctricos en el país. La regulación incorpora criterios legales, técnicos y financieros y se alinea de manera estricta con los principios de planeación vinculante definidos por la Secretaría de Energía.

La publicación se da en un momento clave, tras el reciente llamado del Gobierno mexicano al sector privado para desarrollar 6000 MW de energías renovables, hecho que anticipa un incremento considerable en solicitudes de permisos. Este nuevo marco regulatorio busca brindar certeza jurídica y operativa en un contexto de transición energética donde se requiere ordenamiento, agilidad administrativa y alineamiento con la expansión planificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Una de las principales definiciones de la normativa es que cualquier Central Eléctrica o Sistema de Almacenamiento con capacidad igual o superior a 0,7 MW deberá contar con un permiso expedido por la CNE. Se mantiene la excepción para generadores exentos por debajo de este umbral. La norma contempla tanto proyectos de autoconsumo como de generación para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como infraestructura destinada a la exportación de energía o desarrollada en esquemas de inversión mixta entre el Estado y privados.

Para los proyectos de autoconsumo interconectado con capacidad entre 0,7 y 20 MW, se mantiene un trámite simplificado conforme al Acuerdo publicado el 6 de agosto de 2025. En estos casos, se exige documentación adicional que acredite la razón social de los usuarios, la red particular, la capacidad de inyección y los contratos de servicio si existieran varios usuarios. Asimismo, se establecen parámetros específicos para los esquemas aislados, sin conexión al SEN, exentos de presentar manifestación de impacto social si su capacidad no supera los 20 MW.

Para los proyectos dirigidos al MEM, se deben detallar el tipo de figura legal bajo el cual operarán (particulares, públicos o mixtos), el tipo de tecnología, la capacidad instalada en corriente alterna y directa, el consumo de combustible en caso de aplicar, y el programa de obras desglosado por etapas. En los casos de producción de largo plazo, se debe presentar el contrato correspondiente con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y acreditar que la totalidad de la energía será destinada a esta empresa pública. En esquemas de inversión mixta, se debe demostrar que la CFE mantiene una participación igual o superior al 54% en el proyecto.

Respecto al almacenamiento, la nueva regulación establece los requisitos técnicos, documentales y financieros específicos para obtener permisos. Los solicitantes deben presentar diagramas unifilares, fichas técnicas de los sistemas, cronogramas de ejecución, planes de operación comercial y documentación que respalde la capacidad técnica y financiera para ejecutar el proyecto. Además, es obligatorio contar con resultados del Estudio de Impacto o su versión rápida, elaborados por el CENACE, para verificar la viabilidad de interconexión al SEN.

Uno de los pilares de la normativa es el robustecimiento de los requisitos financieros y técnicos. Los interesados deberán demostrar experiencia en proyectos similares, presentar estados financieros auditados de los últimos dos años, y entregar un plan de financiamiento completo que incluya flujos netos de capital, esquema de inversión, aportaciones y cartas de intención o de crédito irrevocable que garanticen la ejecución del proyecto. Todo esto se acompaña de un plan de negocios detallado con proyecciones de rentabilidad, costos operativos, tasas de retorno y análisis de riesgo.

La solicitud de permisos deberá realizarse a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CNE, en formatos oficiales que incluyen tanto información jurídica como técnica del proyecto. La documentación exigida varía según se trate de una persona física, moral, dependencia estatal o empresa pública, pero en todos los casos se requiere acreditar la personalidad jurídica, situación fiscal, capacidad legal y técnica, y el conocimiento y compromiso con el marco regulatorio aplicable.

Una vez presentada la solicitud, el procedimiento de evaluación tiene un plazo máximo de 60 días hábiles, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico. La CNE podrá autorizar, requerir información complementaria, o negar la solicitud si se identifican riesgos para la accesibilidad, seguridad o sostenibilidad del sistema, o si la documentación es insuficiente o contiene datos falsos. Las negativas deberán estar debidamente fundadas y motivadas.

Otro aspecto central es la determinación de la vigencia de los permisos, la cual queda sujeta al tipo de figura y modalidad del proyecto. Para los permisos de autoconsumo, la vigencia será de 20 años. Los proyectos orientados al Mercado Eléctrico Mayorista tendrán una vigencia de 25 años, mientras que los desarrollados bajo esquemas mixtos podrán alcanzar hasta 30 años. En el caso de migraciones de centrales en operación, se otorgarán 15 años adicionales, sumados al periodo restante del permiso original, con un límite máximo de 30 años. Por su parte, las centrales migradas que aún no estén en operación tendrán una vigencia de 20 años si corresponden a autoconsumo y de 25 años si se destinan al MEM.

El acuerdo también regula las condiciones para modificar permisos existentes, ya sea por cambios técnicos, actualizaciones legales, cesiones, migraciones, fusiones o escisiones. En cada caso, se deberá presentar la documentación soporte y seguir los procedimientos establecidos. Se aclara que no se podrá iniciar la construcción de infraestructura sin haber obtenido primero la autorización definitiva en materia de impacto social emitida por la Secretaría de Energía, y sin que esta haya sido notificada formalmente a la Comisión Nacional de Energía.

Con estas nuevas disposiciones, el Gobierno mexicano consolida una estrategia regulatoria que busca compatibilizar la apertura a la inversión privada con la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, en línea con los objetivos de confiabilidad y sostenibilidad. La inclusión de la planeación vinculante como eje de evaluación y otorgamiento de permisos marca un cambio de fondo, orientado a garantizar que cada proyecto esté alineado con la expansión ordenada del SEN y que cuente con los elementos necesarios para ejecutarse de forma responsable.

Esta actualización normativa representa un avance sustantivo en la modernización del marco regulatorio del sector eléctrico mexicano, al definir con claridad los requisitos, procesos y criterios que deben seguir todos los actores del ecosistema energético nacional. En un escenario de crecimiento de renovables, apertura al sector privado y presión por cumplir metas climáticas, las DACGs permitirán a desarrolladores, inversores e instituciones públicas operar bajo reglas claras, transparentes y orientadas al cumplimiento técnico y estratégico.

1761230283944

La entrada La CNE establece nuevas reglas para generación y almacenamiento. ¿Qué implica para los futuros proyectos? se publicó primero en Energía Estratégica.

Costa Rica enfrenta un momento clave para redefinir su estructura energética. Pese a contar con una de las matrices más limpias del continente, los marcos regulatorios actuales limitan la expansión de proyectos renovables de gran escala, especialmente en energía solar. Así lo advirtió Jorge Dengo, vicepresidente de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), durante el segundo día del Future Energy Summit (FES) Colombia, donde participó en el panel sobre sinergias regionales para acelerar la transición energética.

“Costa Rica tiene hoy dos esquemas de participación privada, uno de IPPs puros hasta 20 MW y otro BOT de hasta 50 MW, pero el Estado dejó de usar el segundo hace más de una década”, explicó Dengo.

Ante este panorama, desde la organización impulsan una reforma estructural que ya se debate en el Congreso. La propuesta busca habilitar proyectos mayores, fomentar la competencia con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y permitir contratación directa entre privados.“Se requiere un cambio en la ley de generación privada que permita incorporar proyectos más grandes”, señaló.

La base del sistema costarricense ha sido históricamente renovable. El 15% de la generación actual es geotérmica y el 12% corresponde a fuentes eólicas. Sin embargo, la expansión solar de gran escala apenas comienza a activarse.

“Solar Utility Scale es donde estamos muy rezagados. Recién en 2023 se hizo la primera subasta para proyectos de hasta 20 MW”, reconoció.

Esto se debe, en parte, a que la participación privada ha sido limitada tanto por la normativa como por la estructura del sistema, dominado por un operador verticalmente integrado. Aunque hay avances en generación distribuida, la escala industrial aún está restringida por ley.

Uno de los ejes del proyecto que impulsa ACOPE es habilitar contratos entre generadores privados y grandes consumidores, una práctica común en otros mercados. “Parte de la intención es que pueda haber contratos con grandes clientes”, indicó. La Cámara de Industrias de Costa Rica respalda esta iniciativa, pero algunas distribuidoras estatales, municipales y cooperativas han mostrado reticencias.

Además, se busca separar las funciones del operador del sistema. Actualmente, una misma entidad administra la planificación, comercialización y el despacho. La reforma plantea que el Ministerio asuma la planificación y que el despacho y la comercialización estén a cargo de un operador independiente.“Se necesita independencia para que el sistema funcione en beneficio del país y no de una sola entidad”, planteó.

ACOPE también mira hacia el plano regional. Centroamérica cuenta con una interconexión de 300 MW que conecta Guatemala con Panamá, pero no opera a plena capacidad por limitaciones internas en algunos países. Además, la conexión entre Panamá y Colombia permitiría unir eléctricamente América del Norte con Sudamérica, un hito sin precedentes.

Para Dengo, la clave está en el alineamiento regulatorio y una voluntad política coherente a largo plazo, más allá de los ciclos de gobierno. En ese escenario, el sector privado tiene un rol clave en la construcción de consensos.“Nuestra tarea como gremios es educar a reguladores y políticos, influir en regulaciones y políticas de Estado para que se logre la interconexión”, remarcó.

También destacó el impacto sistémico de esta apertura: fortalece las redes eléctricas y facilita el intercambio económico entre países.“La interconexión da robustez a las redes y facilita el intercambio económico entre países”, resumió.

Con esta reforma en curso, Costa Rica podría habilitar una nueva etapa para su sector energético, con mayor participación del sector privado, reglas claras, competencia transparente y mejores condiciones para integrar nuevas renovables.

Revive el segundo día de FES Colombia: 

La entrada Costa Rica avanza en una reforma clave para destrabar la incorporación de renovables a gran escala se publicó primero en Energía Estratégica.

América Latina y el Caribe (ALC) alcanzaron en junio de 2025 el mayor índice de generación renovable del año: un 71% de su electricidad provino de fuentes limpias, de acuerdo con el informe mensual publicado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato se ubicó apenas dos puntos por debajo del récord alcanzado en 2024, cuando la renovabilidad marcó un 73%.

Este aumento se dio incluso en un mes donde la generación total cayó un 6% respecto a mayo. La razón: las fuentes fósiles disminuyeron su participación en mayor proporción que las renovables, lo que elevó el índice general de renovabilidad.
“La estructura de generación de ALC mantiene una alta proporción de renovables, liderada por la hidroenergía, la eólica, la solar y la bioenergía”, destacó OLADE.

Actualmente, la región presenta una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Esto se explica no solo por la histórica dependencia de la hidroelectricidad, sino también por una integración progresiva de otras fuentes renovables en los últimos años, en especial la solar y eólica en países como Chile, Brasil, México o Uruguay.

En ese contexto, la hidroelectricidad mantuvo su dominio con un 51,3% de participación. En comparación interanual, fue la fuente que más creció, con 16,3 TWh adicionales frente a junio de 2024, gracias a condiciones favorables de precipitaciones y caudales.
“La hidroelectricidad mantiene la hegemonía sobre las otras fuentes”, sostuvo la organización, que señaló también que el gas natural y la hidráulica juntas representaron el 72% de la matriz.

Un punto distintivo del mes fue el desempeño de la bioenergía, que fue la única fuente que creció respecto a mayo. Aumentó 32% en un solo mes, aportando 2 TWh adicionales al sistema. Su participación subió del 3,1% al 4,3%, consolidando una tendencia creciente. Según OLADE, esta categoría incluye biogás, biomasa sólida y biocombustibles líquidos.

El informe identificó a nueve países que superaron el índice promedio regional del 71%. Paraguay y Costa Rica alcanzaron el 100% de generación renovable, seguidos por Uruguay con un 98%. Completan el grupo Brasil (95%), Venezuela (92%), Colombia (91%), Ecuador (90%), Belice (77%) y Panamá (71%).

“La mayoría de estos países mantiene estructuras eléctricas altamente renovables, con predominancia hidráulica complementada por solar, eólica o biomasa”, explicó la organización.

En la comparación semestral acumulada de los últimos tres años (enero-junio de 2023, 2024 y 2025), se observó un crecimiento promedio del 7% anual en la generación eléctrica de la región. Solo la hidroenergía mostró una tendencia creciente sostenida. Las demás fuentes renovables tuvieron variaciones sin un patrón definido, mientras que el uso de petróleo fue el más inestable.

Estos indicadores permiten a gobiernos, empresas eléctricas y organismos multilaterales evaluar en tiempo real la evolución de la transición energética. El índice de renovabilidad, en particular, se consolida como una herramienta útil para medir el peso de las tecnologías limpias y orientar políticas públicas hacia una matriz descarbonizada.

Para OLADE, disponer de información mensual como esta permite una evaluación integral del sistema eléctrico y mejora la toma de decisiones en planificación energética.

“Disponer de información mensual sobre generación eléctrica es de importancia estratégica para un seguimiento y evaluación integral del sistema”, subrayó la entidad. También remarcó que el sector eléctrico es un eje del desarrollo económico, social y ambiental de los países de ALC, y que estos avances en renovabilidad fortalecen la transición energética en la región.

La entrada Según OLADE nueve países superan el 71% de generación renovable en la región se publicó primero en Energía Estratégica.

La Ley 32249 representa un cambio estructural en el sector eléctrico peruano al introducir un principio fundamental: la competencia. Así lo sostuvo Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), durante su exposición en el panel “Conversación Destacada: Política energética y visión renovable del Perú al 2050” en el evento FES Perú.

Según Tamayo, uno de los avances más importantes de esta nueva legislación es que permite separar la contratación de energía y potencia por bloques horarios, lo que genera una mayor apertura del mercado. “Tal vez lo más importante del espíritu de la ley es que esta genera un principio de competencia”, manifestó el exfuncionario.

Para Tamayo, esta medida puede transformar estructuralmente el diseño de mercado. En comparación con otros países de la región, señaló que en Chile los contratos vinculan directamente la potencia con la energía, mientras que en Perú esta separación abre oportunidades de entrada para nuevos actores y contribuye a bajar los precios mediante mecanismos más competitivos. “Se necesitan más actores para hacer más competitivo al mercado, y eso es un ganar-ganar”, planteó.

Este diseño también permitiría, según su visión, disipar temores sobre una eventual sobreoferta o baja demanda, ya que facilita una asignación eficiente y flexible de los recursos.

Más allá de los avances normativos, Tamayo advirtió que la regulación por sí sola no basta: es indispensable contar con un plan energético estructurado y de largo plazo. En contraste con países como Chile, donde existe una hoja de ruta clara, Perú aún opera con “planes que se mueven en ventana móvil y no son muy difundidos”, lo que complica la toma de decisiones estratégicas tanto para el Estado como para los inversionistas.

Otro de los ejes urgentes señalados por Tamayo fue la planificación técnica para la seguridad del sistema, especialmente en lo referido a los servicios complementarios. A su juicio, todos los actores deben asumir su rol en el sostenimiento operativo del sistema. “La seguridad es tarea de todos”, enfatizó. Asimismo, sostuvo que debe haber un sinceramiento de los costos de la flexibilidad, especialmente en centrales que asumen esa responsabilidad. “Se tiene que sincerar los costos que irroga la flexibilidad en las centrales que la desarrollan”, indicó.

En este contexto, resaltó la necesidad de construir una matriz energética equilibrada en la que todas las tecnologías —renovables, hidráulicas y térmicas— jueguen un rol esencial para garantizar la confiabilidad. “Los sistemas no van a poder sobrevivir sin hidráulicas y sin térmicas”, afirmó, en línea con experiencias observadas en mercados como Alemania, Australia o Chile.

Finalmente, Tamayo subrayó la importancia de avanzar con propuestas estructurales ya elaboradas por la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector Electricidad, entre ellas la creación de un regulador independiente, que permita proteger al sector de vaivenes políticos y garantizar decisiones técnicas en la implementación normativa.

“Después de casi 19 años sin reforma, es importante que esta exista para afrontar temas como los servicios complementarios, el almacenamiento y la flexibilidad”, concluyó ante un auditorio que, según sus palabras, debe prepararse para competir con reglas claras, eficiencia operativa y visión de largo plazo.

La entrada Perú redefine su política energética: Tamayo señaló que la nueva regulación refuerza la competencia en el sector se publicó primero en Energía Estratégica.

Costa Rica enfrenta un cambio estructural en su modelo energético distribuido. Tras más de una década de protagonismo solar, el almacenamiento con baterías emerge como el nuevo estándar tecnológico para hogares, pymes e industrias, desplazando a los sistemas fotovoltaicos tradicionales. Así lo plantea GoSolar, una de las compañías líderes del mercado, con un 25% de participación en generación distribuida interconectada.

“El trono que tenían los sistemas fotovoltaicos como los reyes de la generación distribuida está viéndose desafiado por los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento”, explicó Alberto Rodríguez, CEO de la firma, en conversación con Energía Estratégica. El ejecutivo detalló que esta transformación responde a una combinación de factores globales y locales, entre ellos la caída de precios en baterías, un entorno financiero más accesible y una demanda creciente por independencia energética.

El impulso del almacenamiento se disparó tras un golpe regulatorio que alteró el ritmo de crecimiento solar. Rodríguez recordó que la entrada en vigor de la Ley 10086 y las nuevas tarifas definidas por ARESEP modificaron las condiciones para pequeños consumidores.

 “Duplicaron los paybacks al agregar el bien llamado “Impuesto al Sol”, que es la tarifa de acceso. Básicamente vuelve casi inviables los sistemas para todos los pequeños consumidores”, afirmó.

La consecuencia fue clara: menor número de nuevos usuarios conectados a sistemas solares tradicionales. “Menos de 3000 kWh por mes es más de dos tercios del país. Naturalmente, la cantidad de nuevas personas conectándose tuvo que ir a la baja”, precisó. En contraste, las importaciones de baterías se duplicaron en 2024 respecto a 2023, y 2025 ya superó al año anterior, reflejando un nuevo ciclo tecnológico. “Estamos en un punto donde el almacenamiento hoy está donde estaba la generación fotovoltaica hace unos 10 o 12 años”, indicó.

GoSolar destacó el valor del almacenamiento conectado a red: “Los clientes pueden atacar ahora no solo los rubros de energía, sino también los cobros por potencia, conocidos como cobros por demanda”, señaló Rodríguez. Esto abre una nueva vía de ahorro: “El cobro por demanda puede rondar el 40 al 60% de la factura y antes no podías atacarlo”, sostuvo. Las proyecciones son contundentes: “Teniendo resultados de ahorro impresionantes y paybacks incluso menores a los 3 años, que es algo que ni en la mejor época de solar habíamos visto”, agregó.

Desde la visión de GoSolar, esta evolución tecnológica está transformando el rol del usuario en la red. “Veo un futuro donde difícilmente estemos instalando solo sistemas solares para un cliente”, advirtió Rodríguez. “Vas a estar instalando en todos los sitios solar con almacenamiento”.

El ejecutivo planteó que descentralizar la red permite reducir pérdidas por transformación y distribución, y evita grandes inversiones estatales. “Lo que nosotros proponemos es un modelo donde sean los usuarios de la red quienes hagan estas inversiones. Se financian a través del ahorro de sus facturas energéticas”, explicó. 

Además, remarcó que este modelo es esencial para permitir la electrificación de sectores aún altamente dependientes de combustibles fósiles. “El sector transporte representa casi un 50% del consumo energético del país y está totalmente dependiente de gasolina, diésel y petróleo”, alertó. “Cada vez que estamos instalando paneles, cada vez que estamos poniendo baterías, estamos creando la infraestructura necesaria para que el país logre electrificar la flota vehicular y enfrentar los desafíos que se avecinan”.

Lejos de enfrentar barreras financieras, GoSolar identificó al financiamiento como un factor catalizador. Rodríguez subrayó el rol de la banca local: “Promérica, el BAC y el Banco Nacional han sacado líneas bastante atractivas para este tipo de financiamientos”. 

Según el CEO, el verdadero reto está en la ejecución comercial: “El auge que se avecina en energía, en almacenamiento y en generación necesita ser aprovechado por EPCistas, instaladores, vendedores de alta calidad”. Como muestra del momento que vive el mercado, la empresa duplicó el tamaño de su equipo de ventas en los últimos tres meses. “Realmente los clientes ya confían en la tecnología. Estas son tecnologías probadas por décadas. El costo de los productos ya está ahí. Ya no vemos los problemas en el supply chain”, añadió.

La firma tiene previsto ejecutar un pipeline de 20 millones de dólares en proyectos híbridos entre 2025 y 2026. “Ese es el nivel de certeza que tengo en el mercado”, expresó Rodríguez. A enero de 2025, ya había instalado más de 25 MW, sobre un total de 100 MW reportados en el país.

Como siguiente paso, GoSolar apunta a expandirse a nivel regional. “Ya hemos mandado en dos ocasiones personas a Panamá. La legislación es tremendamente más amigable que la de Costa Rica”, indicó Rodríguez. También mencionó oportunidades activas en República Dominicana, Honduras y Guatemala.

El gerente de ventas, Khristopherson Agüero, destacó que la compañía ya cuenta con las capacidades operativas necesarias para ese salto regional: “Tenemos más de 80 colaboradores a tiempo completo. Hemos llegado a ser 110. Somos una empresa elástica con capacidad de crecer”. Y reforzó: “Ya hemos generado una estructura de procesos robusta, que es lo que definitivamente nos va a servir como plataforma para esa expansión”.

Agüero sostuvo que el mercado ya está maduro: “No es una moda, no es greenwashing. Es un caso de negocio muchísimo más robusto que el status quo”. Para el ejecutivo, la experiencia técnica y operativa es hoy la principal ventaja competitiva. “Ya no estamos explicando qué es un panel. Ahora los clientes preguntan por logística, retorno y respaldo del EPC”.

Con 12 años de trayectoria, equipo técnico completo y una hoja de ruta clara, GoSolar apuesta por consolidarse como líder en la nueva etapa energética de Costa Rica. “Estamos en modo productivo: ejecutar, cerrar, construir, interconectar”, concluyó Agüero. “Es una posición privilegiada para estar”.

La entrada GoSolar proyecta 20 millones de dólares en sistemas con baterías hasta 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Antonio Jiménez Rivera, confirmó que el organismo está trabajando una regulación orientada a la modificación del mercado eléctrico nacional: “Estamos con la modernización del mercado a nivel interno, seguramente el próximo año tendremos una regulación en esa dirección”.

Esto ya forma parte de la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 publicada por la CREG, que contempla medidas destinadas a integrar de manera más eficiente las fuentes renovables, los sistemas de almacenamiento y los mecanismos de respuesta a la demanda.

Se plantea la necesidad de actualizar los procedimientos operativos y las señales de precio para fortalecer la sostenibilidad y competitividad del sistema eléctrico colombiano.

Cabe recordar que en abril de 2025, la CREG publicó para consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025, que introduce el mecanismo de Despacho Económico de Operación en Tiempo Real (DEOTR).

Este sistema propone ajustes de redespacho cada 30 minutos y consignas automáticas de generación cada cinco, con el objetivo de reducir desviaciones y otorgar mayor flexibilidad al sistema. El documento aún se encuentra en etapa de revisión de comentarios y constituye la base técnica para la implementación futura del mercado intradiario.

Desde el sector, los actores valoran el avance, pero esperan definiciones concretas sobre los plazos de adopción y el alcance operativo que tendrá la medida.

Prioridades regulatorias

Asimismo, entre las prioridades regulatorias que sostiene la CREG, Jiménez Rivera mencionó tres ejes centrales: el proceso de subasta del cargo por confiabilidad, la creación de un nuevo esquema de mercado para las baterías —que actualmente no tienen una participación activa en el sistema colombiano— y la mayor integración de la demanda, tanto residencial como industrial, mediante mecanismos de autogeneración, comunidades energéticas y respuesta a la demanda.

La CREG mantiene abierta a comentarios la resolución del nuevo esquema de cargo por confiabilidad, y al respecto su director ejecutivo anticipó que el equipo revisará las observaciones de los agentes “buscando una mejor participación y atraer nuevos actores al mercado.”

Sin embargo, la confianza en el suministro y en el mercado sigue siendo cuestionada por actores del sector y el referente enfatizó en que es una prioridad para la CREG.

“No hay una discusión sobre la necesidad de contar con un esquema confiable. Desde la Comisión estamos tratando de dar de la mejor manera las señales en las cuales podemos conseguir confiabilidad”, afirmó el Comisionado, reconociendo que, en la actualidad, las dificultades para la ejecución de proyectos energéticos presenta nuevos desafíos sociales y ambientales: “Ya no estamos en la situación que teníamos hace 15 años cuando los proyectos se diseñaban y se hacían”. 

Y dejó claro que la CREG asume el rol de ajustar la regulación para favorecer la ejecución efectiva de inversiones renovables y de infraestructura, considerando que los reclamos de las comunidades son hoy un factor estructural del sistema.

Para revivir el debate completo sobre “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, celebrado en el FES Colombia, junto a Raúl Lancheros (Director de Asuntos Sectoriales y Regulación – ACOLGEN), Amylkar Acosta (Ex Ministro de Minas y Energía) y Nicolás Rincón Munar (Director de Infraestructura y Energía Sostenible – DNP), accedé a la transmisión en vivo por YouTube.



La entrada La CREG prepara regulación para modernizar el mercado eléctrico colombiano en 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

La segunda jornada del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia 2025 contó con un desayuno de networking exclusivo que reunió a altos referentes del sector energético de América Latina y el Caribe. 

Durante la conversación, autoridades de Guatemala, Honduras y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) coincidieron en que se requiere avanzar hacia una infraestructura eléctrica interconectada para garantizar seguridad de suministro, precios más competitivos y eficiencia operativa. Pero también reconocieron que la región enfrenta desafíos técnicos, regulatorios y políticos que no pueden postergarse.

“Llevamos a la reunión de ministros declaraciones que consideramos prioritarias, siendo una de ellas comenzar conversaciones, evaluaciones y negociaciones para un tratado de integración regional”, reveló la jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady. 

El organismo plantea armonizar sistemas actualmente fragmentados —como SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), la Comunidad Andina (CAN) y diversas conexiones bilaterales— con el objetivo de consolidar un modelo supranacional que optimice recursos e inversiones. 

“Nuestra visión es migrar a lo que sería la LABI de América Latina”, aseguró Brady, haciendo referencia al sistema de mercado eléctrico integrado que opera en Europa.

Por su parte, Jorge Cárcamo, director de Planeamiento Energético y Política Energética de la Secretaría de Energía de Honduras, explicó que la interconexión regional ya permite responder ante la variabilidad de las fuentes renovables, cubrir picos de demanda y mejorar la resiliencia frente a fallas. 

“Estos sistemas ayudan a complementar la variabilidad de la solar y la eólica, por lo que también permiten abastecer la demanda cuando la capacidad local es insuficiente”, sostuvo.

Mientras que, Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía de Guatemala, destacó que su país se ha beneficiado económicamente de las interconexiones vigentes: “Actualmente Guatemala recibe 45 MW desde Panamá y compra 150 MW a México. Y estas transacciones han generado aproximadamente 40 millones de dólares en ingresos para el país”.

Asimismo, repasó la infraestructura clave que permite estos intercambios, con especial énfasis en un proyecto de transmisión de 1800 kilómetros en 230000 voltios, considerando que Guatemala tiene interconexión con México en 400000 voltios, otra con Honduras, y dos con El Salvador”. 

Sin embargo, estas líneas no están aprovechadas en su totalidad y algunos problemas de gobernanza dificultan la operación coordinada, de manera que la FTL presentó su renuncia al SIEPAC, aunque sin efecto inmediato.

Desafíos técnicos, normativos y financieros de cara a 2030

Entre los principales obstáculos, Cárcamo advirtió sobre los riesgos derivados de la desarmonización regulatoria, especialmente en el contexto de la transición energética, que podrían “reducir la probabilidad de un ecological dumping”. Es decir que si un país con alta generación limpia compra energía barata generada con carbón en otro país, se encarece la huella de carbono de la región y se distorsiona la competencia.

Brady también señaló que los aspectos ambientales y sociales deben estar en el centro de la planificación. Recordó que muchas líneas de transmisión atraviesan territorios con comunidades indígenas y ecosistemas sensibles. “Estos temas tienen cada vez más relevancia, porque las sociedades están exigiendo mayor protección”, indicó.

Desde el plano político, el panorama tampoco es sencillo. “El 2025 es un año con muchas elecciones en América Latina, lo que significa cambios de gobierno y de posición política. La integración requiere voluntad sostenida y coordinación entre actores públicos y privados”, subrayó la jefa de Gabinete de OLADE. 

En el plano técnico, Cárcamo alertó sobre la necesidad urgente de modernizar las redes de transmisión. Mencionó el caso de la hidroeléctrica PATUCA III, que opera al 50% de su capacidad porque las líneas disponibles no soportan la energía que puede generar. Situación que motivó a Honduras a lanzar un programa de actualización de infraestructura, que —según el funcionario— “debería replicarse en varios países de la región”.

El financiamiento es otro pilar clave para sostener este proceso, por lo que los fondos climáticos internacionales serán determinantes en la próxima década para fortalecer las redes y, por ende, los sistemas interconectados. 

“También se necesitan  contratos que den previsibilidad (…)Guatemala importa energía de Panamá con acuerdos de solo tres meses. Así es muy difícil atraer inversión”, remarcó el viceministro de Energía de Guatemala.

La entrada Honduras, Guatemala y OLADE abren camino a un pacto energético: «La interconexión es vital» se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana atraviesa un momento decisivo en su desarrollo energético. El país caribeño ha comenzado a estructurar su mercado de renovables con un marco regulatorio más claro, tanto para la contratación de proyectos como para la integración técnica del almacenamiento. Este proceso se refleja en la implementación de licitaciones públicas, la obligatoriedad de incorporar baterías en nuevos proyectos renovables y, recientemente, la habilitación de sistemas de almacenamiento “stand alone” por decreto presidencial.

En entrevista con Energía Estratégica, Michelle Abreu Vargas, vicepresidenta de la Asociación de Fomento de las Energías Renovables del Público Americano (ASOFER) y representante de la firma SAV Advisors, destacó que “República Dominicana es un excelente destino de inversión en el sector de renovables” y aseguró que “está en el mejor momento”.

Abreu Vargas explicó: “Aunque tenemos desde 2007 una ley de incentivo a las renovables, todavía el mercado no estaba maduro”. Detalló que durante muchos años fue difícil acceder a financiamiento y establecer precios competitivos para la compraventa de energía. 

Sin embargo, ese escenario cambió. “En los últimos cinco años, en general se han duplicado los proyectos de renovables, se han firmado más de 24 PPA en los últimos cuatro años con el gobierno”, resaltó.

La ejecutiva subrayó que esta nueva etapa también marca un cambio en el esquema de contratación: “Se ha abierto la primera licitación de renovables. Antes se hacían contratos directos y la regulación ahora ha establecido este esquema”. Se trata de una licitación pública por 600 MW, que representa una porción significativa si se considera que la capacidad instalada disponible ronda los 4.200 MW. “600 de renovables dentro del todo es un número importante”, indicó.

Esta convocatoria, señaló, es solo el comienzo. “El regulador y las autoridades han dicho que 600 megavatios es el inicio para renovables, pero que todavía en el pipeline con permisos en proceso y obtenidos deben haber cerca de en total 2.000 o más megavatios”.

Almacenamiento como nueva norma y apuesta de Estado

En paralelo al avance de las licitaciones, el país ha dado pasos concretos para incorporar el almacenamiento energético como parte integral de su transición. Abreu Vargas señaló que “ha habido una regulación reciente, los del 23 y el 24, donde se ha abordado el tema de las baterías, requisitos técnicos, específicamente para renovables, el tema de arbitraje con uno mínimo”.

Precisó que “los proyectos entre 20 y 200 megavatios deben tener obligatoriamente baterías”, y que estas deben representar “un 50% de la capacidad instalada con baterías y por una duración de 4 horas”. A partir de los 200 MW, la evaluación queda en manos de las autoridades.

La vicepresidenta de ASOFER afirmó además que “el regulador está siendo muy proactivo”, con reglamentos ya aprobados y otros en consulta pública, que abordan también los servicios auxiliares y la compensación de estos sistemas.

Durante el panel “Energía Bajo Control: Soluciones de Almacenamiento para la Flexibilidad del Sistema”, en la X Semana de la Energía, Abreu Vargas profundizó: “Siempre vemos el tema de las baterías como apoyo a las renovables haciendo arbitraje, que ya es algo que está en realidad, porque es obligatorio ahora que todo proyecto renovable tenga la batería”.

También allí mencionó una medida reciente que amplía las posibilidades de implementación. “Se ha declarado emergencia nacional en el país prioritario todas las alternativas posibles para aumentar la generación y el abastecimiento, y eso incluye que el presidente emitió un decreto, 517-25, donde se han establecido unas dispensas en los procesos de compras y contrataciones públicas”, afirmó.

Este decreto, emitido hace menos de un mes, habilita nuevas herramientas para acelerar la incorporación de soluciones energéticas, incluyendo las baterías como tecnología autónoma. “Se acaba de abrir una nueva oportunidad bastante, digamos, de rápida implementación para todas las soluciones de baterías stand alone que puedan apoyar mayor generación en el país”, subrayó.

El fortalecimiento regulatorio y técnico del mercado responde a una necesidad estructural: el país experimenta un crecimiento de la demanda superior al promedio regional. Abreu Vargas sostuvo que “la demanda en el público dominicano podría estar creciendo de una forma significativa, mayor al promedio de la región, que más o menos debe andar por el 4% o menos; nosotros estamos creciendo más o menos aproximadamente un 6% cada año”.

Ese crecimiento, explicó, genera una brecha entre oferta y demanda que refuerza el atractivo del país para nuevos proyectos. “Se necesita mucha inversión y nuevos proyectos de generación, entonces hay una gran oportunidad para renovables”, indicó, destacando además que “el país tiene un marco regulatorio muy favorable y metas ya tanto por el Acuerdo de París como por las mismas regulaciones, una meta de que la matriz energética tenga más participación de renovables”.

En este contexto, la inversión extranjera directa ha tenido una respuesta clara. “En los últimos dos años, de toda nuestra inversión extranjera directa, el 25% ha sido el sector de energía. Ha sido el sector de mayor inversión extranjera directa”, precisó. Incluso el turismo, tradicional motor de la economía dominicana, ha quedado relegado. “Se está invirtiendo más en el día la inversión extranjera, y obviamente la local también significativamente”.

Además, remarcó que “el país es un país con mucha estabilidad política, también con un crecimiento destacado en comparación con los otros países de la región, donde crecemos un 5% económicamente”.

Durante su intervención en el panel de la X Semana de la Energía, Abreu Vargas valoró el rol de los espacios de articulación regional. “Es una especie de transferencia de conocimientos, intercambio de experiencias exitosas o incluso experiencias que no han funcionado de todos los países de la región”, explicó.

Este tipo de eventos, afirmó, permiten comprender cómo distintos países han abordado desafíos regulatorios y técnicos. “Es una buena forma de que tengan un mejor contexto, se interesen y empiecen a evaluar inversión en otros países al tener un buen entendimiento”, sostuvo.

Finalmente, valoró la posibilidad de interacción entre actores públicos y privados: “Entre ellos puedan también interactuar. Creo que en ese sentido es una gran oportunidad”.

La entrada Almacenamiento obligatorio, licitaciones y crecimiento: la fórmula dominicana para acelerar la transición se publicó primero en Energía Estratégica.

El Perú enfrenta una encrucijada clave para garantizar que su transición energética avance con firmeza. Aunque ya existen más de 6.000 MW de proyectos renovables en desarrollo provenientes de grandes actores del sector, la falta de reformas normativas y planificación estructural amenaza con frenar el ingreso de esta energía limpia al sistema. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante una conversación destacada en Future Energy Summit (FES) Perú, que reunió a más de 400 líderes energéticos del país.

“El plan de transmisión no puede seguir pensado para eliminar congestiones, sino que debe evolucionar hacia la confiabilidad del sistema”, manifestó Butrón, en un contexto en el que el crecimiento de la generación solar y eólica exige una revisión profunda del modelo actual.

Desde el COES se reconoce que existen proyectos de refuerzo y expansión de redes en curso, pero, según los propios análisis del comité, hacia 2033 se prevén congestiones eléctricas incluso en condiciones normales de operación, lo que implicará vertimientos significativos de energía renovable. El problema, sostiene Butrón, no es técnico, sino normativo y de tiempos: las nuevas plantas con concesiones ya otorgadas entrarán en operación antes de que las obras de transmisión logren concretarse.

En este escenario, Butrón plantea que la actual normativa impide una planificación eficaz. “El plan de transmisión del COES debe cumplir reglas escritas en 22 páginas de una resolución ministerial; no podemos salirnos de ese marco y ese marco no prevé planificación por confiabilidad”, explicó. Frente a este límite, el organismo ya ha propuesto un nuevo conjunto de reglas ministeriales que permitan anticipar necesidades reales del sistema.

El ejecutivo del COES insiste en que la solución no se restringe al ámbito técnico. El problema radica en los procesos institucionales que retardan la ejecución de las obras. “Las congestiones locales que estamos empezando a ver son consecuencia de que las licitaciones no se lanzaron a tiempo. Y si sumamos los retrasos propios de la construcción, no hay forma de que el sistema soporte eso”, advirtió.

Uno de los conceptos centrales planteados por Butrón es la necesidad de reforzar el rol de los servicios complementarios, indispensables para sostener un sistema cada vez más dominado por tecnologías variables como la solar y la eólica. “Los servicios complementarios se necesitan con o sin congestiones, porque son para atender contingencias. Y eso debe estar asegurado, independientemente de la visión renovable del sistema”, afirmó.

Para el presidente del COES, no se trata de excluir a las renovables, sino de que también asuman su responsabilidad técnica. “Las renovables son las que traen variabilidad al sistema. No hay ningún problema en que participen en el mercado de servicios complementarios y se hagan cargo de una parte del costo que eso implica”, sostuvo. En esa línea, propusoque tecnologías como las baterías y otros sistemas de almacenamiento puedan integrarse como soluciones técnicas que ayuden a dotar de flexibilidad al sistema, aunque advirtió que su implementación debe estar correctamente regulada.

En cuanto al debate con otros actores del sector, Butrón también respondió a las propuestas de tener un plan de transmisión con una “mirada renovable”. En su opinión, el sistema no debe tener sesgos tecnológicos, sino ser funcional a las necesidades del país. “El plan de transmisión no es binario. Tiene que construir una red robusta y flexible que atienda lo que el sistema necesite, sea más demanda aquí o más renovables allá”, indicò.

Finalmente, señaló un actor clave en esta ecuación: el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “El MEF debe simplificar las normas que permiten lanzar los proyectos a tiempo. Si eso no se hace, las licitaciones seguirán llegando tarde y las congestiones serán inevitables”, concluyó. Según el COES, si todos los actores institucionales cumplen su rol con celeridad, no deberían presentarse problemas críticos de congestión en el futuro, aun con una alta participación renovable.

La entrada COES advierte cuellos de botella en transmisión y pide reformas urgentes para evitar vertimientos en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

La X Semana de la Energía organizada por OLADE en Santiago de Chile dejó un consenso casi unánime: América Latina necesita definir reglas más claras, pero también planificar las salidas de los programas de incentivo para que las políticas públicas no se conviertan en obstáculos a largo plazo.

Entre los ejecutivos que más insistieron en ese punto estuvo Marcelo Álvarez, integrante de la Comisión Directiva de de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) e e integrante de la Junta Directiva del Global Solar Council, quien planteó que la región está repitiendo errores que ya deberían haberse superado.

“En general se planifica el ingreso y el éxito del programa de incentivos, pero no la salida”, advirtió durante su participación en el Consejo Empresarial de OLADE, lo que puede provocar distorsiones en el mercado, encarecimiento de los proyectos y freno en la escalabilidad de las tecnologías.

Según argumentó, esto sucede, por ejemplo, con los regímenes de beneficios fiscales o arancelarios que se mantienen por más tiempo del necesario. En lugar de promover la competencia, terminan consolidando nichos ineficientes o empresas dependientes del subsidio.

En otros casos, los incentivos a la generación distribuida —como los net-metering con valores fijos— pierden sentido cuando la matriz cambia y el sistema necesita flexibilidad, no más energía vertida a la red. 

La propuesta para ir contra esto se basa en planificaciones abiertas, auditables y adaptativas, usando herramientas de software de código abierto, incorporando a la sociedad civil en las discusiones regulatorias y explicitando los criterios técnicos y económicos detrás de cada decisión.

Álvarez considera que la región necesita mecanismos de revisión periódica que permitan ajustar los programas conforme cambian los costos tecnológicos, la capacidad de red y las metas de descarbonización.

Esa visión coincide con el diagnóstico de la propia OLADE, que en su Libro Blanco sobre Almacenamiento Energético en América Latina y el Caribe identificó la falta de coherencia normativa como una de las principales barreras al desarrollo.

Según ese documento, las medidas fragmentadas y las políticas de corto plazo provocan pérdidas superiores a 7000 millones de dólares anuales por la imposibilidad de almacenar y aprovechar excedentes de generación renovable.

La cuestión no es menor: la región cuenta con más del 60% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero sin redes modernas ni mecanismos de almacenamiento la transición corre el riesgo de estancarse.

“El desafío no es solo generar energía limpia, sino sostener un marco de reglas que le dé estabilidad a largo plazo”, definió el referente de CADER y del Global Solar Council.

El contexto argentino: una ley para ordenar incentivos

Argentina enfrenta un escenario complejo: sin acceso al mercado internacional de capitales y con un sistema eléctrico que no incorporó nuevas líneas de alta tensión en las últimas décadas, por lo que resultaría prioritario sistematizar los incentivos existentes y diseñar una Ley de Transición Energética que sirva como “paraguas” para las políticas de financiamiento climático, ya que los incentivos aislados pierden eficacia.

“Argentina necesita financiamiento climático y reglas claras que eviten distorsiones, tanto en los regímenes de promoción industrial como en los de energías renovables”, sostuvo.

En su visión, los fondos internacionales deberían destinarse a proyectos con impacto verificable en reducción de emisiones y resiliencia del sistema eléctrico, no a ampliar infraestructura de gas o prolongar subsidios ineficientes.

Por ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables planea presentar el borrador de la Ley de Transición Energética durante 2026, tras la renovación legislativa. La iniciativa buscará fijar un esquema de incentivos escalonados y temporales, con metas revisables y mecanismos de salida definidos desde el inicio.

“El apoyo político debe basarse en conveniencia económica, no solo en convicción ambiental”, sintetizó el dirigente.

Un debate que recién comienza

El planteo de Álvarez también encaja con las conclusiones generales de la X Semana de la Energía. Los países de América Latina acordaron metas ambiciosas —como alcanzar el 95% de cobertura de cocción limpia y avanzar hacia la integración eléctrica regional—, pero reconocieron que sin reglas previsibles los compromisos corren riesgo de quedarse en el papel.

A ello se suma la presión de nuevos factores externos: exigencias de trazabilidad, huella de carbono e intensidad energética en el comercio internacional. La falta de marcos estables podría traducirse en barreras para-arancelarias que encarezcan las exportaciones de la región.

En ese sentido, ordenar los incentivos y establecer salidas predecibles no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de competitividad económica y seguridad jurídica.

La participación de Marcelo Álvarez en la Semana de la Energía dejó el mensaje que los incentivos son necesarios para acelerar la transición, pero solo funcionarán si se conciben como instrumentos temporales dentro de un plan estructural, con puntos de entrada y salida definidos, transparencia en los criterios y una visión regional que premie la eficiencia, no la dependencia. Esa parece ser la deuda pendiente para que América Latina transforme sus promesas de descarbonización en resultados sostenibles.

La entrada Advierten que los incentivos a las renovables necesitan reglas claras y finales bien planificados se publicó primero en Energía Estratégica.

Trina Solar apuesta por una innovación tecnológica enfocada en la reducción del CAPEX y la eficiencia operativa de los proyectos solares en la región andina. En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Fernando López, Sales Manager Perú de la compañía, explicó cómo esa visión se traduce en ventajas concretas para instaladores, EPCistas y desarrolladores, posicionando a la firma como actor estratégico en el ecosistema energético.

“Nosotros consideramos que la innovación tecnológica hace que los proyectos sean mucho más rentables”, manifestó López durante su participación en el panel sobre innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento.

Según detalló, el desarrollo de nuevas tecnologías no se limita al aumento de eficiencia en los módulos, sino que también busca facilitar el trabajo de campo en la instalación y ejecución. “Siempre hemos creído que no solamente es tener un producto competitivo, sino que también ayude al EPCista, al ejecutor, al instalador a tener ahorros a la hora de construir la planta solar”, remarcó.

Uno de los hitos más destacados de Trina en la región fue el diseño y comercialización de módulos con celdas de 210 mm que alcanzan potencias de 700 y 725 W, una innovación que ha tenido amplia adopción según precisó el ejecutivo. Este tipo de soluciones tecnológicas permite reducir la cantidad de strings e hincas necesarias, optimizando la instalación de los trackers y generando ahorros importantes. Según López, esta innovación responde a un enfoque claro: “tener la mejor tecnología en el módulo y construirlo de tal forma que tenga ahorros en el CAPEX a la hora de ejecutar el proyecto”.

La visión de Trina Solar se articula también con una estrategia de integración vertical que busca simplificar los procesos para los clientes. “Desde Trina entendimos que la integración es un punto clave y es por ello que tenemos desarrolladas muy bien las tres principales divisiones de producto para un proyecto solar: módulos, trackers y almacenamiento”, apuntó López.

Esta oferta integral permite contar con un único proveedor que garantice la interoperabilidad, confiabilidad y soporte local en cada etapa del proyecto. “Apuntamos a ser ese socio estratégico que te evite tener problemas integrando diferentes actores y solamente tengas a uno que te dé la confiabilidad de la integración de los suministros”, expresó el directivo.

El ejecutivo también puso el foco en el desarrollo del mercado peruano, particularmente en el sector privado, que ha impulsado el crecimiento del autoconsumo industrial a pesar de la ausencia de una regulación formal para la generación distribuida. Además, recordó que “hace cinco años los precios no eran competitivos como ahora, pero igual empezaron a invertir en plantas para fabricantes e industrias”.

Entre los casos destacados menciona a MIGIVA Group, empresa que construyó la primera planta solar flotante del Perú, y a Camposol, agroexportadora que también ha apostado por la energía renovable. Estas experiencias demuestran cómo el sector privado está generando un efecto demostración que podría acelerar la adopción de proyectos solares en otros sectores aún escépticos.

En este contexto, el uso de energía solar combinado con sistemas de almacenamiento energético (BES) se está convirtiendo en una solución clave para cubrir los déficits de red en regiones de alto crecimiento como la agroindustria. “La agroexportación ha crecido enormemente y ese crecimiento no ha sido acompañado con la red de distribución. El solar y el BES se han vuelto un aliado estratégico para este crecimiento que ha sido repentino”, advirtió López.

Si bien reconoce que el Perú avanza a un ritmo más lento que otros mercados, también señaló que el desarrollo es sólido y con perspectivas prometedoras. “A pesar de que avanzamos muy lento, creo que estamos avanzando seguro. No es coincidencia que todo esto se esté dando ahora”, sostiene.

Desde su visión, la calidad técnica local es un activo relevante que permitirá sostener este crecimiento. “El equipo técnico de Perú es muy bueno. Le podríamos dar dos soles de velocidad más, pero creo que estamos avanzando muy bien”, concluyó el representante de Trina Solar.

La entrada Trina Solar impulsa tecnología que reduce el CAPEX y acelera la competitividad de proyectos solares se publicó primero en Energía Estratégica.

Honduras está trazando una nueva hoja de ruta en materia energética, apalancada en reformas estructurales y una licitación sin precedentes por 1500 MW más un 10% de reserva, que busca incorporar energía firme y renovable al sistema. El proceso ya captó el interés de más de 13 empresas, lo que representa un giro sustancial en la estrategia nacional.

“La histórica licitación de 1500 MW más 10% de reserva (1650 MW) de Honduras es ya un éxito”, sostuvo Wilfredo C. Flores, Comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Según detalló, este proceso ya fue capitalizado por al menos 13 empresas que adquirieron los pliegos de licitación, con un valor de 10.000 dólares cada uno, lo cual demuestra una respuesta positiva del mercado.

Flores indicó que las modificaciones al pliego —como la extensión de plazos para recepción de ofertas y la proyección de operación comercial entre 2028 y 2030— son habituales en procesos de esta envergadura: “Las adendas en un proceso de este tipo son muy comunes, esto con la finalidad de ajustarlo para enviar de mejor manera las señales a la inversión”, explicó.

La CREE se encuentra evaluando estos cambios y notificará a la ENEE las observaciones pertinentes, garantizando la transparencia y alineación con la regulación vigente. “Esto da certeza de que cualquier posible cambio sea el correcto de acuerdo con la regulación vigente, lo cual proporciona claridad y transparencia al proceso”, remarcó.

Renovables con visión estructural y mirada regional

Honduras cuenta con una amplia dotación de recursos naturales para generación renovable, especialmente en energía hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa y geotérmica. Sin embargo, su aprovechamiento ha sido desigual a lo largo del tiempo. “Aún queda mucho por hacer”, advirtió Flores, quien subrayó que la expansión renovable debe ir acompañada de ajustes regulatorios y tecnológicos que aseguren la estabilidad del sistema.

Uno de los problemas históricos fue la adjudicación de proyectos solares sin licitación previa y a precios elevados. “En vista de los sobreprecios obtenidos en el pasado reciente, sobre todo del recurso solar (18 cts USD/kWh), hay que reevaluar las ventajas y desventajas de la generación renovable en el país”, señaló el comisionado.

A esto se sumó el hecho de que la alta penetración de energía solar no ha ido acompañada de potencia firme, lo que plantea desafíos para la confiabilidad del sistema. “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”, puntualizó.

Consultado sobre qué tecnologías tienen hoy mayor ventaja competitiva, el comisionado enfatizó que todas las fuentes tienen espacio en la matriz hondureña. “Debido al gran potencial renovable en el país, todas las tecnologías tienen cabida”, afirmó. Y agregó que Honduras no solo puede beneficiarse a nivel interno, sino también como actor regional, al contar con interconexiones con El Salvador, Nicaragua y Guatemala.

Históricamente, Honduras no aprovechó del todo su ventaja geográfica en el sistema eléctrico centroamericano. “Las ventajas por precio nacional eran superiores a las del Mercado Regional, lo cual creó un mercado cautivo”, comentó. A esto se sumaba una regulación que no incentivaba la participación en el mercado regional. En respuesta, la CREE emitió una normativa que permite a la ENEE operar con mayor flexibilidad en el MER, lo que ya comienza a reflejarse en una mayor participación. “Ahora el país está comenzando a participar más activamente en el mercado regional”, sostuvo.

Para acompañar esta integración, se están realizando inversiones clave en transmisión eléctrica, orientadas a evitar congestiones de red que limiten el despacho eficiente. “Se están haciendo las inversiones en transmisión necesarias para evitar las congestiones de la red”, destacó.

Por otro lado, la electrificación rural avanza en zonas históricamente desatendidas, muchas de ellas habitadas por comunidades originarias como los garífunas y lencas. “La CREE está fiscalizando los sistemas aislados en el país, esto con la finalidad de regular las tarifas y el servicio al usuario final”, explicó Flores. Estas zonas, durante años, estuvieron fuera del radar del regulador.

En paralelo, se está trabajando en una normativa específica para microrredes y sistemas aislados, que busca brindar mayor seguridad jurídica a nuevas inversiones. “Esto dará mayor claridad y certeza a las inversiones en los sistemas aislados”, afirmó.

La entrada Honduras lanza señales claras al mercado energético: “La licitación por 1500 MW ya es un éxito” se publicó primero en Energía Estratégica.

El sector energético de Perú sigue con atención el proceso de reglamentación de la Ley 32249, en vigencia desde enero, con el objetivo de fortalecer el mercado regulado mediante licitaciones que favorezcan la competencia entre todas las tecnologías. Si bien aún no se ha publicado de forma oficial el texto definitivo, la falta de transparencia en el proceso ha generado inquietud en el sector privado, que plantea la necesidad de una mayor apertura y transparencia en el proceso.

Fuentes consultadas por Energía Estratégica expresaron preocupación por el modo en que se está llevando adelante el proceso, señalando que, pese a haberse recibido más de 1.000 comentarios del sector privado durante la consulta pública, aún no se conocen los resultados de esa retroalimentación ni se ha publicado una versión actualizada del borrador. La falta de información sobre los cambios incorporados refuerza el pedido de que se publique una nueva versión del documento y que se habiliten instancias de diálogo técnico que permitan resolver dudas antes de su entrada en vigencia.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, señalan.

Uno de los aspectos que genera preocupación es la definición de los bloques horarios para la contratación de energía. El sector considera que, sin lineamientos técnicos específicos, esto podría dificultar una mayor participación de tecnologías variables.

“Si no se establece una metodología común para definir bloques, se corre el riesgo de mantener estructuras poco flexibles que no promueven nueva generación”, indican.

Otro aspecto crítico es la competencia por contratos en licitaciones de largo plazo. La falta de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener —en lugar de eliminar— las barreras de acceso al mercado que hoy enfrentan los desarrolladores que requieren respaldo contractual de largo plazo para viabilizar su financiamiento.

“La ley busca facilitar opciones adicionales de contratación de largo plazo a las que existen hoy en el mercado. Es importante salvaguardar el espíritu de la Ley”, opinan desde el mercado.

Otro de los puntos que se analiza es el porcentaje de la demanda que será asignada a las licitaciones de largo plazo. Sería conveniente asignar un porcentaje de demanda que atraiga el interés de inversionistas. 

“El financiamiento de proyectos renovables se apoya principalmente en contratos de largo plazo. Si ese espacio se reduce, será más difícil avanzar con nuevas inversiones”, explican.

Junto a estas inquietudes técnicas, se agregan recientes cambios institucionales en el Ministerio de Energía y Minas, incluyendo reemplazos en el director general de Electricidad, el viceministro, el ministro del sector y la presidencia, lo que ha introducido cierta incertidumbre sobre la continuidad técnica del proceso.

“Es fundamental que haya continuidad técnica y claridad en los pasos a seguir para implementar la ley”, afirman fuentes vinculadas al desarrollo de proyectos.

Por el momento, no se ha anunciado una fecha concreta para la publicación del reglamento final. Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.

La entrada El sector renovable peruano pide mayor apertura y claridad en el proceso de reglamentación de la Ley 32249 se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la publicación del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, la CREG puso en consulta un marco normativo que marcará el rumbo de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) en Colombia. La propuesta establece criterios técnicos, comerciales y operativos para que estos proyectos participen tanto como activos de red, aliviando congestiones y aportando resiliencia, como en servicios de mercado, incluyendo regulación de frecuencia y soporte de tensión.

La ingeniera especialista en regulación de energía, Viviana Rueda, resaltó la relevancia del texto como un giro estratégico: “Esta resolución es un primer paso muy esperado que abre posibilidades de inversión y de gestión más eficiente de restricciones de red”.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, indicó que la oportunidad más inmediata estará en la hibridación con solar, ya que permitirá desplazar la curva de generación y dar mayor resiliencia al sistema.

El proyecto contempla dos mecanismos claros: los proyectos de red, orientados a administrar restricciones, y los servicios de mercado, donde las baterías pueden competir en el suministro de servicios complementarios.

Para Rueda, el punto de inflexión será la reglamentación operativa: “Será crucial cómo el Consejo Nacional de Operación (CNO) reglamente pruebas y requisitos”, dado que de esa definición dependerá la factibilidad técnica y económica.

En materia de remuneración, la especialista recordó que los proyectos que funcionen como equipos de red se acogerán a la metodología del Ingreso Anual Esperado (IAE) siempre y cuando sean desarrollados mediante el mecanismo de libre concurrencia de la UPME, una fórmula ya conocida por los inversionistas del sector eléctrico, «lo que da cierta certidumbre”; aunque advirtió que la velocidad en la implementación y la claridad de las reglas serán determinantes para atraer capital.

Por ello, la especialista recomienda a los desarrolladores esperar a que se defina con claridad la reglamentación, pero al mismo tiempo considerar desde el inicio el estricto marco regulatorio colombiano, prepararse para cumplir con la Resolución CREG 075 en los procesos de conexión y anticipar las gestiones de licencias ambientales y consultas previas, ya que estos aspectos serán decisivos para viabilizar sus proyectos.

En el corto plazo, el almacenamiento se vislumbra como una oportunidad concreta, sobre todo en el sector solar que puede evolucionar hacia esquemas híbridos. De acuerdo con Rueda, estos proyectos permitirán desplazar la curva de generación, estabilizar precios y fortalecer la confiabilidad de la matriz frente a escenarios de variabilidad climática.

El sector aguarda la publicación definitiva de la resolución y su reglamentación complementaria. Entre tanto, se consolida la visión de que el almacenamiento será una pieza fundamental de la transición energética en Colombia, con capacidad de transformar la operación y la planificación de la red eléctrica.

La entrada La hibridación sería el uso más beneficiado por la nueva regulación de almacenamiento de Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

¡Terminó la cuenta regresiva: hoy comienza FES Colombia! Este 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá se convierte en el punto de encuentro más relevante del año para el sector energético regional con la apertura de una nueva edición de Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). 

El evento reunirá a las compañías más importantes del ecosistema renovable, autoridades del sector público y líderes tecnológicos para discutir los desafíos y oportunidades de la transición energética en Colombia y en la región Andina.

El encuentro llega en un momento clave para el país, ya que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 1091 de 2025, con el que busca fortalecer la contratación de energía a largo plazo y garantizar la seguridad energética nacional.

Incluso, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia confirmó que lanzará nuevas subastas de generación y almacenamiento, en línea con los objetivos de diversificación energética, expansión de infraestructura y reducción de emisiones del sector eléctrico.

En este contexto, FES Colombia adquiere un papel central como espacio de articulación público-privada, donde se debatirán temas estratégicos con visión al 2030. Entre las principales temáticas destacan: la visión de CEOs y ejecutivos C-level sobre el futuro energético del país, los siguientes pasos del desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la evolución de las soluciones tecnológicas para responder a una demanda creciente, y el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos en la expansión de un sistema más competitivo y resiliente.

El evento también abordará el escalamiento del almacenamiento energético con renovables, la generación distribuida como catalizador de la competitividad tarifaria, y el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore en la región Andina. Además, se analizarán las prioridades regulatorias y de política pública hacia 2030, junto a las metas de descarbonización e incentivos que proyectan los gobiernos latinoamericanos.

Mire la transmisión completa de FES Colombia ⤵️

Este año, FES Colombia contará con la participación de referentes globales del sector como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía, KAI Energy Capital y AYESA, quienes presentarán sus tecnologías, visiones de mercado y casos de éxito.

Además, acompañan la jornada instituciones clave como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER COLOMBIA y PROCOLOMBIA, consolidando el carácter regional e integrador del evento, en línea con el propósito de Future Energy Summit de promover el diálogo regional, la innovación tecnológica y la cooperación multisectorial.

Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a FES como la única plataforma del sector energético que garantiza acceso libre a todos sus encuentros, con el fin de ampliar el conocimiento y fomentar la participación de actores estratégicos en toda Hispanoamérica.

Con cientos de asistentes confirmados y una agenda centrada en la acción, FES Colombia reafirma su posición como el principal foro para quienes definen el futuro energético de la región.

La entrada Hoy comienza FES Colombia: CEOs y líderes del sector debatirán el futuro renovable de la región Andina se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno de México formalizó su llamado al sector privado para desarrollar proyectos de energías renovables estratégicos en el país. La Secretaría de Energía (SENER) presentó la Convocatoria para la Atención Prioritaria de Solicitudes de Permisos de Generación Eléctrica, una herramienta que permitirá viabilizar 6000 MW de nueva capacidad renovable a través de inversión privada.

La iniciativa forma parte de una estrategia más amplia que busca acelerar la transición energética nacional, en línea con los nuevos instrumentos de planeación del sector. Según explicó la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, la convocatoria es resultado de un trabajo interinstitucional inédito que busca ordenar el desarrollo del sistema eléctrico y fortalecer su confiabilidad.

“Esta convocatoria abre una etapa de trabajo conjunto entre el Estado mexicano y las y los inversionistas, empresas, cámaras y asociaciones”, manifestó González Escobar.

Del total de capacidad proyectada, 3790 MW corresponden a energía solar fotovoltaica y 2100 MW a eólica. El esquema contempla una inversión estimada de más de 7000 millones de dólares, con prioridad en seis regiones del país: Centro, Oriente, Peninsular, Occidental, Norte y Noroeste.

Nuevo esquema que busca reducir trámites y generar más certidumbre

Uno de los ejes centrales de la convocatoria es la reducción de los plazos administrativos: el tiempo entre la solicitud al SENACE y la firma del contrato de interconexión se reducirá de ocho a tres meses. Para ello, se implementará una ventanilla única gestionada por la Comisión Nacional de Energía, que concentrará todos los trámites vinculados a generación.

“Va a existir una sola ventanilla de entrada y una sola de salida para todos los permisos de generación, y esa ventanilla será la Comisión Nacional de Energía”, afirmó González Escobar. El proceso también exige que los proyectos cuenten con el acuse de recepción de la Manifestación de Impacto Ambiental o el Dictamen Técnico Unificado, lo que garantiza que se cumplan criterios ambientales y sociales desde las etapas tempranas del desarrollo.

El subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Amperio, explicó que esta política se basa en un modelo de planeación vinculante, que reemplaza el antiguo esquema de expansión impulsada por el mercado.“Ahora no se trata de hacer proyectos donde se nos ocurra. Se trata de satisfacer una serie de necesidades que requiere el país para su desarrollo”, explic+p Islas Amperio.

El funcionario señaló que esta convocatoria está respaldada por un nuevo Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, recientemente publicado, con metas como alcanzar el 38% de generación limpia y mejorar la confiabilidad del sistema a través de almacenamiento y nuevas tecnologías. También destacó el valor de la articulación con la CFE, el SENACE y la SEMARNAT para acompañar cada fase de los proyectos.

Certidumbre para invertir: enfoque territorial, técnico y ambiental

El director general de la Comisión Nacional de Energía, Juan Carlos Solís Ávila, detalló que los proyectos elegibles serán aquellos alineados con la planeación territorial, la tecnología requerida en cada zona y las fechas específicas de entrada en operación. Además, se priorizarán las propuestas que incorporen innovación tecnológica, justicia energética y criterios de continuidad y calidad del servicio.

“Esta convocatoria está hecha para decidir y ejecutar ágilmente. Ordenamos los tiempos, los procesos y vamos a acompañar cada proyecto hasta su entrada en operación comercial”, afirmó Solís Ávila.

Las fechas clave ya están en marcha: el registro de intención de participar fue del 20 al 24 de octubre. La aprobación de permisos se realizará el 10 de diciembre, con notificaciones los días siguientes, y la firma de contratos deberá concretarse antes del 20 de enero de 2026.

La convocatoria se da en paralelo a la reciente publicación del PROSENER 2025–2030, documento que, según analistas, reduce la expectativa de crecimiento renovable en favor de tecnologías convencionales. Sin embargo, esta apertura hacia la inversión privada en renovables marca un giro operativo con enfoque territorial y técnico, con el objetivo de acelerar la transición energética.

“Queremos acelerar la transición energética en México. Esta convocatoria hecha para particulares puede ser un buen reinicio de una gran interacción entre sector público y privado”, concluyó Islas Amperio.

La entrada Gobierno de México lanza convocatoria al sector privado para viabilizar 6000 MW renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El sistema eléctrico argentino inicia una nueva etapa. La Secretaría de Energía de la Nación formalizó las Reglas para la Normalización del MEM y su adaptación progresiva, a través de la Resolución SE N°400/2025, que transforman los lineamientos previos en un marco normativo ejecutable. 

Estas reglas redefinen la lógica de abastecimiento eléctrico en el país: reemplazan el modelo centralizado y administrado por CAMMESA por uno basado en la contratación directa y en señales reales de precios, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición.

“En forma excepcional, para los contratos celebrados bajo dicho esquema con entrada en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive, el OED admitirá la presentación de los contratos hasta CINCO (5) días corridos antes del inicio de cada mes”; señala la resolución.

El nuevo texto normativo le otorga al MAT un papel operativo fundamental. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales. 

Esto significa que cada distribuidor deberá buscar su energía en acuerdos a largo plazo con generadores o comercializadores, en lugar de depender exclusivamente del despacho centralizado. El objetivo es claro: trasladar al mercado las decisiones de compra y venta de energía, reforzando la competencia y reduciendo la exposición a subsidios y precios regulados.

En este nuevo contexto, CAMMESA asume un rol de coordinación activa, no sólo como operador técnico, sino también como administrador del registro de contratos. Deberá publicar precios de referencia, supervisar las operaciones, y liquidar diferencias entre la energía contratada y la efectivamente consumida por cada agente. 

Este esquema convierte al MAT en un mercado transparente, trazable y con información pública, donde los precios y volúmenes reflejan las condiciones reales de oferta y demanda. Asimismo, se incorporan mecanismos de ajuste horario que permiten compatibilizar las variaciones entre lo pactado y lo despachado en el Mercado Spot, garantizando equilibrio y previsibilidad.

Una innovación clave es la segmentación de productos, que habilita contratos independientes de energía (MWh) y potencia (MW disponibles), o acuerdos mixtos que combinen ambas variables. Los grandes usuarios podrán asegurar precios fijos para su consumo energético, mientras los distribuidores podrán contratar capacidad firme para atender picos de demanda; sumado a que las reglas permiten que los distribuidores conformen agrupaciones o “pools” de compra, 

El Mercado a Término también se abre plenamente a la participación de todas las fuentes de generación. Las renovables, una vez finalizados sus contratos bajo el programa RenovAr o con CAMMESA, podrán vender directamente su energía en el MAT, estableciendo acuerdos bilaterales con grandes consumidores o distribuidores. 

El nuevo marco también amplía el abanico de fuentes elegibles: a las tradicionales solar y eólica se suman biomasa, biogás y residuos sólidos (BRS), que podrán optar por declarar su propio costo variable (CVP) y participar del despacho económico como si fueran térmicas convencionales. Esta apertura permite integrar recursos distribuidos, plantas híbridas y proyectos de cogeneración que hasta ahora tenían escasa visibilidad regulatoria.

Otro elemento central del documento es la derogación parcial de la Resolución MEyM 281/17, que restringía los beneficios de potencia para las renovables. Al eliminar estos límites, el Gobierno libera a los proyectos de penalizaciones y descuentos automáticos, lo que mejora su remuneración y su capacidad para competir por contratos MAT. 

A su vez, se establece un Factor de Renta Adaptado (FRA) que aumentará gradualmente entre 2025 y 2028, con un ingreso mínimo garantizado de 32 USD/MWh para la generación existente y plena libertad de rentabilidad para la nueva. Este esquema impulsa previsibilidad y bancabilidad en los proyectos.

Con estas medidas, el Gobierno busca transformar al MEM en un mercado donde cada actor asuma un rol activo en su gestión energética. Las distribuidoras ya no dependerán exclusivamente del despacho central y los grandes usuarios podrán negociar directamente con generadores.

En síntesis, la nueva Resolución SE N°400/2025 no sólo actualiza las reglas del juego, sino que instala un nuevo paradigma eléctrico, donde el Mercado a Término emerge como la columna vertebral de este modelo y que promete reconfigurar la relación entre generación, distribución y consumo en los próximos años.

La entrada El Gobierno argentino aprobó las reglas para el nuevo modelo eléctrico: ¿Cómo funcionará el Mercado a Término? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Decreto 1091 de 2025, que actualiza el Decreto Único Reglamentario del sector minero-energético, representa un punto de inflexión en la política eléctrica colombiana. La norma corrige la falta de institucionalidad que dejó la anulación del Decreto 570 de 2018 y crea un marco permanente para las subastas de largo plazo.

Pero, según Miguel Ángel Rodríguez Bernal, Director de Negocios de Generación de Energía en Gesinso Energy, su impacto dependerá de la capacidad del Gobierno para convertir la norma en una política coherente y técnicamente viable.

“El decreto prepara el terreno para nuevas subastas de largo plazo, pero aún no garantiza que esas subastas sean inclusivas, competitivas ni socialmente sostenibles.Pone las reglas, pero no resuelve el juego”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

En este sentido, considera que se da un paso en la dirección correcta al ordenar la coordinación entre el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, entidades que históricamente han trabajado de forma desarticulada.

Aun así, advierte que los plazos definidos para que las instituciones actualicen los procedimientos —solo dos meses— son «poco realistas».

“Esa presión puede llevar a normas improvisadas o a repeticiones de errores del pasado”, apuntó y aclaró que si no hay una hoja de ruta técnica concertada, «el remedio puede volverse otra fuente de inseguridad jurídica”.

¿Cómo debería ser el diseño de la próxima subasta?

Uno de los aspectos más debatidos es el modelo de subasta. Para Rodríguez Bernal, insistir en esquemas centralizados a nivel nacional limita la eficiencia y la competencia.

“Colombia debe migrar hacia un modelo regional o por nodos, no seguir insistiendo en una subasta centralizada nacional”, afirmó, ya que, a su juicio, el sistema eléctrico del país presenta desequilibrios que una subasta única no refleja. Por ejemplo, las diferencias entre nodos con sobreoferta y con déficit estructural.

De esta manera, una subasta nacional con un único precio, podría terminar adjudicando proyectos donde la red ya está saturada. En cambio, un enfoque regional, permitiría orientar la inversión hacia territorios con mayor necesidad energética o donde los recursos renovables aporten resiliencia.

Además, abriría el espacio a nuevos actores. “Una subasta por nodos democratiza el acceso al mercado y favorece la entrada de pequeñas FNCER, almacenamiento y proyectos híbridos”, opinó el referente.

Asimismo, aclaró que estas subastas regionales deberían hacerse bajo un marco nacional homogéneo, con reglas contractuales estándar y mecanismos de mercado secundarios para equilibrar la liquidez entre zonas.

Criterios socioeconómicos y ambientales

Otro elemento central que introdujo el decreto es la inclusión de criterios socioeconómicos y ambientales como obligatorios en la contratación. Algo que desde el sector se celebra.

Sin embargo, Rodríguez Bernal advirtió que “aunque el mandato aparece, ninguno de los decretos define con precisión cómo deben operacionalizarse esos criterios”. Para él, “no basta con exigir sostenibilidad; hay que premiarla y cuantificarla”.

Entre las propuestas, plantea incorporar un índice de desarrollo territorial que asigne puntaje adicional a los proyectos que generen empleo local o que se ubiquen en zonas con vulnerabilidad energética.

También sugiere establecer requisitos ambientales previos a la adjudicación, con licencias y planes de manejo aprobados para evitar retrasos posteriores. Además, propone que los contratos incluyan cláusulas con bonificaciones o penalidades ligadas al cumplimiento social y ambiental.

Desde el punto de vista técnico, la UPME debería ser “la brújula de la planeación y la coherencia territorial”, integrando la planeación energética con la ambiental y la social, identificando dónde es viable expandir el sistema y qué tipo de tecnología se adapta a cada región. La CREG, por su parte, debe ser “el arquitecto de los incentivos”, traduciendo los lineamientos en reglas de mercado claras, neutrales y verificables.

Plazos y remuneración

Sobre los plazos, Rodríguez Bernal planteó que los procesos de contratación deberían lanzarse con entre 12 y 24 meses de anticipación y que la entrada en operación comercial debería ocurrir entre 24 y 36 meses después de la adjudicación, para evitar los retrasos observados en las subastas de 2019 y 2021, marcadas por la falta de coordinación y la ausencia de permisos completos.

En materia de remuneración, coincidió con otras voces del sector que remarcaron que el modelo pay-as-bid ya no es el más eficiente para Colombia.

“Hoy, el modelo más eficiente es el contrato por diferencia (CfD), porque protege al consumidor, da certidumbre al inversionista y estabiliza el sistema”, aseguró y remarcó que el objetivo no es reducir precios a cualquier costo, sino construir precios justos y predecibles.

“Uno de los errores históricos del sector ha sido confundir eficiencia con baratura. El precio que beneficia al usuario no es el más bajo, sino el más confiable”, declaró.

Finalmente, el director de Gesinso Energy sostiene que las próximas subastas deberían incluir una cuota mínima de almacenamiento y mecanismos de flexibilidad.

Esto está incluído en el Decreto que menciona a las tecnologías de gestión de la energía como adjudicables junto con el resto de las renovables no convencionales y la hidráulica, con la intención de brindar flexibilidad al sistema.

El Decreto 1091 constituye, en definitiva, una oportunidad para redefinir la política de contratación eléctrica del país. Pero su efectividad dependerá de que las subastas se conciban como herramientas estratégicas y no como trámites administrativos.

El debate sobre las nuevas subastas y el papel del almacenamiento cobrará especial relevancia durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), que inicia hoy en Bogotá. 

Este foro reunirá a CEOs, autoridades y referentes del ecosistema energético para debatir el futuro de la región andina en un contexto marcado por la nueva regulación, la expansión de infraestructura y la transición hacia un sistema más competitivo y resiliente. 

La agenda del encuentro incluye temas como generación renovable, almacenamiento energético, infraestructura de transmisión y políticas de descarbonización, consolidando a FES como un espacio clave para definir las estrategias de desarrollo del sector hacia 2030.

La entrada Colombia tras el Decreto 1091: ¿cómo deben rediseñarse las subastas para consolidar la transición energética? se publicó primero en Energía Estratégica.

Con un 36% del market share mundial y más de 246 GW de capacidad instalada en tecnologías de almacenamiento, el gigante chino CATL oficializó su ingreso al mercado peruano. Lo hizo durante el FES Perú, donde Ricardo Garro, director comercial para Latinoamérica, definió al país como un mercado “muy interesante” con potencial para convertirse en un nuevo eje regional de crecimiento para el storage.

“Perú está dando los primeros pasos hacia una regulación que impulse el almacenamiento y eso lo convierte en un terreno fértil para lo que viene”, manifestó Garro. El ejecutivo confirmó que CATL ya participa en negociaciones activas para proyectos off-grid en la región amazónica peruana, una señal clara del interés temprano de la empresa en segmentos como redes aisladas, generación distribuida y soluciones industriales.

A lo largo de su intervención, Garro advirtió sobre el riesgo de homogeneizar tecnologías de almacenamiento y afirmó que el mercado debe madurar hacia criterios técnicos de evaluación más sofisticados. “Muchas veces se trata al almacenamiento como si todas las tecnologías fueran iguales, pero no lo son. Eso ya lo vivimos cuando arrancó la solar.Cada química y cada celda tiene sus particularidades. No todo lo que parece igual, lo es ”, remarcó.

Desde la perspectiva de CATL, la curva de degradación, la eficiencia de carga y descarga (Round Trip Efficiency), la experiencia operativa y la integración vertical son aspectos determinantes en la elección tecnológica. “Ya no alcanza con mirar el CAPEX. Hay que analizar el costo total de propiedad (TCO), y eso cambia completamente el modelo económico de un proyecto”, advirtió.

En ese marco, destacó que la compañía está trabajando ya con su cuarta generación de celdas LFP, capaces de operar hasta cinco años sin degradación. “Eso cambia todo. Permite diseñar proyectos con mayor estabilidad y previsibilidad financiera”, aseguró.

Para el ejecutivo, la oportunidad en Perú no está limitada al utility scale, aunque reconoció que ese segmento definirá el mayor volumen. También visualizó fuerte potencial en almacenamiento para clientes industriales, comerciales y redes aisladas. “Hay distintos submercados y cada uno está en una etapa distinta. Perú tiene zonas aisladas, necesidad de respaldo y una creciente presencia de renovables. Todos esos elementos hacen que el almacenamiento tenga sentido”, señaló.

Garro coincidió con el diagnóstico de otros actores sobre la importancia de que la regulación técnica acompañe el crecimiento del storage. En este punto, hizo un llamado a que las licitaciones peruanas incluyan criterios más allá del precio por kilowatt-hora. “No basta con competir por precio. Las licitaciones deben considerar quién puede acompañar un proyecto durante 20 o 25 años. El riesgo en un proyecto de almacenamiento es mayor que en uno de generación. La tecnología debe estar controlada y respaldada por fabricantes confiables”, advirtió.

Durante el panel, Garro fue enfático al definir el momento actual del sector energético. “Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes. El almacenamiento combinado con renovables ya puede competir —y en muchos casos superar— a las tecnologías fósiles”, apuntó. Según el ejecutivo, Perú se encuentra en la antesala de poder regular el mercado de forma adecuada y beneficiarse plenamente de esa transformación. “Estamos a las puertas de regularlo bien. Y si lo hacemos, Perú podrá liderar este cambio”, completó.

Para reforzar esta visión, compartió como ejemplo el megaproyecto que CATL desarrolla en Abu Dhabi, donde se instala una microred con 1 GW de potencia firme —compuesta por 5 GW solares y 1,9 GWh en baterías— que operará 24/7. “Eso ya es una realidad. Y América Latina puede replicarlo”, aseguró.

En el cierre de su intervención, el directivo remarcó que la industria global del almacenamiento está avanzando hacia una etapa de consolidación, donde las alianzas a largo plazo serán fundamentales. “Hay una explosión de nuevos actores, pero no todos van a sobrevivir. Va a haber una consolidación fuerte y solo los grandes quedaremos”, sostuvo.

Con una hoja de ruta definida, CATL apuesta por convertirse en un socio estratégico para el despliegue de almacenamiento en Perú. “Estamos acá para acompañar el crecimiento del storage en Perú y construir el futuro energético de la región”, concluyó.

Revive la edición de FES Perú:

La entrada CATL oficializa su llegada a Perú y anticipa una nueva etapa para el almacenamiento energético se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis continúa consolidando su liderazgo en República Dominicana y en toda América Latina, donde es ampliamente reconocida como una de las empresas más destacadas del sector. Con más de ocho años de operaciones exitosas en el mercado dominicano, Solis, una de las tres principales marcas de inversores a nivel mundial, se ha posicionado como un referente de calidad, confiabilidad y rendimiento a largo plazo.

El reciente Programa de Certificación Híbrida de Solis, realizado en Santo Domingo, superó todas las expectativas al reunir a más de 85 profesionales del sector solar, superando ampliamente los 60 participantes originalmente previstos. El éxito del evento refleja el fuerte compromiso de la República Dominicana con el desarrollo profesional y la excelencia en la industria de las energías renovables.

Dirigido por Sergio Rodríguez, Experto Técnico Principal para América Latina en Solis, el programa ofreció una capacitación integral y práctica sobre tecnología de inversores híbridos, mejores prácticas de instalación y optimización de sistemas. Además, brindó valiosas oportunidades de networking entre profesionales del sector, fomentando la colaboración y fortaleciendo el ecosistema solar local.
El evento subrayó la creciente dominancia de Solis en el mercado, con instaladores y distribuidores locales mostrando un claro compromiso por mejorar sus habilidades y adoptar tecnologías híbridas avanzadas que impulsen la calidad de las instalaciones y el rendimiento a largo plazo de los sistemas.

“La respuesta de los instaladores dominicanos fue extraordinaria. Son profesionales apasionados, con gran conocimiento y entusiasmo por incorporar nuevas tecnologías”, comentó Sergio Rodríguez. “Este compromiso con la calidad, la innovación y la visión a largo plazo demuestra que la República Dominicana está adoptando la energía solar a un ritmo acelerado y de la forma correcta”.

Fuerte Presencia en el Mercado y Portafolio de Productos Certificados

La participación de Solis en el mercado regional sigue creciendo, con modelos certificados y listos para su implementación inmediata tanto en aplicaciones de almacenamiento residencial como comercial.

En el segmento residencial, Solis ofrece una amplia gama de inversores con potencias de 3 kW a 20 kW, cubriendo las necesidades desde viviendas pequeñas hasta residencias de mayor tamaño. Para el sector comercial e industrial (C&I), la compañía dispone de soluciones con capacidades de 30 kW a 60 kW, adecuadas tanto para aplicaciones empresariales como de escala utility. Estos modelos cumplen con las normas locales de certificación, garantizando que los clientes accedan a tecnología aprobada, confiable y de alta calidad. El compromiso de Solis con el rendimiento a largo plazo y la fiabilidad sigue siendo un pilar central de su éxito.

Solis también se prepara para el lanzamiento de su nueva Serie de Inversores Comerciales para Almacenamiento de 75–125 kW, actualmente en fase de preventa en América Latina. Esta solución avanzada está diseñada para responder a la creciente demanda de sistemas híbridos y de almacenamiento a gran escala, impulsando una mayor independencia energética y resiliencia de red.

Soporte Local y Servicio Técnico: Un Diferenciador Clave

La dedicación de Solis a brindar un soporte técnico y servicio local excepcionales ha sido fundamental para fortalecer su posición en el Caribe y América Latina.
La compañía ofrece asistencia regional especializada, garantizando que cada instalación cuente con respaldo postventa ágil, asesoría técnica y acompañamiento profesional. Este enfoque personalizado es una de las principales razones por las cuales Solis es tan valorada en República Dominicana, no solo por la calidad de su tecnología, sino también por su compromiso en construir relaciones sólidas y duraderas con los profesionales locales.

Impulsando el Futuro Solar del Caribe

El éxito del Programa de Certificación Híbrida de Solis destaca la importancia de la formación profesional continua como motor del avance en la industria solar.
A medida que la República Dominicana avanza hacia el cumplimiento de sus metas de energía renovable, Solis reafirma su compromiso con la transición energética de la región a través de la innovación, la profesionalización y la sostenibilidad.

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código bursátil: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial de inversores fotovoltaicos e inversores para sistemas de almacenamiento de energía.
Bajo la marca Solis, la compañía ofrece soluciones avanzadas y confiables para aplicaciones conectadas y no conectadas a la red, con un fuerte enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento que maximizan el aprovechamiento de la energía renovable. Respaldada por un departamento de I+D de clase mundial, certificaciones internacionales rigurosas y una cadena de suministro global, Solis adapta sus productos a las necesidades específicas de cada mercado regional, con el apoyo de equipos locales especializados.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis o sigue a Solis Latam en redes sociales.

La entrada Solis fortalece su liderazgo en solar y almacenamiento tras el éxito de su Certificación Híbrida en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

En Exposolar Colombia 2025, Growatt tuvo una destacada participación al presentar su completo portafolio de soluciones solares y de almacenamiento energético, reafirmando así su liderazgo en la industria mundial de las energías renovables.

Recientemente reconocida por S&P Global como el proveedor número uno de inversores residenciales a nivel mundial, Growatt continúa ampliando su influencia, esta vez destacando su creciente fortaleza en sistemas de almacenamiento de energía.

Con años de innovación tecnológica y una sólida red de servicio global, Growatt se ha consolidado como una de las marcas más influyentes en el sector de la energía distribuida. En esta edición de la feria, la compañía no solo presentó sus inversores de conexión a red de alto rendimiento (series MIN, MID, MAC y MAX), sino que también destacó sus soluciones de almacenamiento residencial y comercial de última generación, reflejando la visión de la empresa: “Energía Inteligente para un Futuro Verde”. 

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, comentó: “El almacenamiento de energía se está convirtiendo en la columna vertebral de la transición energética global. Nos enorgullece ofrecer sistemas que combinan seguridad, inteligencia y fiabilidad para usuarios en todo el mundo. Nuestra misión es permitir que cada hogar y negocio logre una verdadera independencia energética a través de la innovación y la tecnología sostenible.”

La línea de sistemas de almacenamiento de energía de Growatt fue la protagonista del evento:

AXE 5.0L-C1 y HOPE 5.0L-B1

Diseñadas para el almacenamiento residencial, las series AXE y HOPE combinan alta densidad energética, larga vida útil y flexibilidad modular. Estos sistemas ofrecen respaldo confiable y una expansión fluida para hogares y pequeñas empresas, ayudando a los usuarios a alcanzar una verdadera independencia energética.

ALP LV-US

Con una sólida protección IP66, diseño modular compacto y un avanzado sistema de gestión BMS, el ALP LV-US ofrece una seguridad y rendimiento superiores, incluso en entornos exteriores exigentes. Admite expansión flexible y se integra perfectamente con los inversores híbridos de Growatt, lo que lo convierte en una solución ideal tanto para aplicaciones residenciales como comerciales.

SPH 10000TL-HU-US y SPF 6000T DVM-G2

Inversores híbridos y fuera de red que alcanzan una eficiencia del sistema de hasta el 97,5%, garantizando un suministro eléctrico estable y continuo en cualquier escenario.

En conjunto, estas soluciones conforman un ecosistema sólido que respalda la independencia energética, la seguridad y la escalabilidad, demostrando las sólidas capacidades de investigación, desarrollo e ingeniería de Growatt en el ámbito del almacenamiento energético.

Growatt también presentó su más reciente inversor Split Phase fuera de red SPE 6000-12000US y la serie residencial de microinversores NEO, ofreciendo opciones energéticas diversificadas y eficientes para cada escenario. La exposición reforzó aún más la presencia de Growatt en el mercado latinoamericano y fortaleció sus alianzas en toda la región.

A medida que América Latina avanza rápidamente hacia la transición energética, Growatt reafirma su compromiso con la innovación tecnológica y los servicios localizados.

Como concluyó Lisa Zhang: «Desde inversores hasta sistemas de almacenamiento, desde hogares hasta empresas, Growatt no es solo un proveedor de productos; somos impulsores de la revolución energética global. Nuestro objetivo es simple: hacer que la energía limpia sea accesible para todos.”

La entrada Growatt destaca en Exposolar Colombia 2025 con soluciones solares y de almacenamiento avanzadas se publicó primero en Energía Estratégica.

Mañana comienza una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, el evento que se consolida como el punto de encuentro más influyente de la transición energética en América Latina. Durante el 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá recibirá a ejecutivos, autoridades y expertos internacionales que debatirán sobre innovación tecnológica, regulación, financiamiento y políticas públicas orientadas a la descarbonización.

El debate llega en un momento clave para el sector energético colombiano, cuando el país redefine su marco regulatorio. La CREG trabaja actualmente en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, mientras se preparan nuevas subastas de energía.

En este contexto, las discusiones del FES se centrarán en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema eléctrico, buscando una transición ordenada, sostenible y competitiva.

ADQUIERA SUS ENTRADAS

El evento se celebra, además, en un contexto de transformación acelerada del mercado eléctrico colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % respecto del año anterior.

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Ante este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la incorporación de 697 MW adicionales este año, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión superior a 500 millones de dólares. Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la urgencia de avanzar en soluciones de almacenamiento, regulación y planificación de redes.

La cita podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube de Future Energy Summit, consolidando a FES como la única plataforma de eventos del sector que transmite sus encuentros sin costo. Quienes aún no hayan asegurado su entrada pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia.

ADQUIERA SUS ENTRADAS

En esta quinta edición, participarán las principales empresas tecnológicas y energéticas del continente. En energía solar, estarán Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar, Nordex y Solax Power, presentando sus últimos avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas, participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía. Y en infraestructura, redes y consultoría, dirán presente Nexans, Afry, DIPREM, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones orientadas a fortalecer la digitalización y sostenibilidad del sistema.

El encuentro cuenta además con el respaldo de los Strategic Partners como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER Colombia y PROCOLOMBIA, que acompañarán las discusiones sobre políticas, integración regional y financiamiento sostenible.

Con una agenda que combina conferencias, paneles de alto nivel y espacios de networking, FES Colombia 2025 se consolida como el foro donde se articulan conocimiento, inversión e innovación para acelerar la transformación energética latinoamericana. Mañana, Bogotá será el epicentro del futuro energético de la región.

ADQUIERA SUS ENTRADAS

La entrada ¡Mañana comienza FES Colombia, el gran punto de encuentro de líderes del sector renovable! se publicó primero en Energía Estratégica.

Severo Buenalaya, gerente de División de Generación y Transmisión de OSINERGMIN, lanzó una advertencia categórica su participación en Future Energy Summit (FES) Perú: avanzar en la transición energética sin reglas claras ni reglamentos definidos es un riesgo que compromete la seguridad del sistema eléctrico, la bancabilidad de las inversiones y el equilibrio económico del mercado.

“Lo ideal sería que las reglas estén claras antes de que ustedes inviertan”, afirmó Buenalaya, en un mensaje directo a los actores privados presentes en el encuentro. Su intervención apuntó al atraso en la reglamentación de la Ley 32249, aprobada en enero de 2025, cuyo plazo legal de cuatro meses ya fue ampliamente superado. “Estamos en octubre y no vemos ningún tipo de publicación”, advirtió.

En su análisis, la falta de definiciones genera un doble problema: por un lado, deja al inversor sin un marco de certeza sobre los mecanismos de remuneración y servicios que debe cumplir; por otro, abre la puerta a que el Estado imponga nuevas exigencias técnicas luego de iniciadas las obras. “Cuando el Estado ponga adecuaciones, muchos van a pensar que los proyectos que han hecho no son bancables”, remarcó el funcionario.

El ejecutivo recordó que una situación similar ya fue abordada en el pasado, cuando se implementó el Mecanismo de Inversiones sin Ministros en 2006, que permitió garantizar ingresos mínimos para proyectos de generación, sobre todo a gas e hidroeléctricos.

“Ese mismo mecanismo también serviría para los próximos proyectos solares e hidráulicos que vienen”, sostuvo, aunque aclaró que la falta de reglamentación actual impide su aplicación efectiva.

En este contexto, Buenalaya explicó que más de 1000 MW renovables han ingresado en los últimos tres años, y que el país espera incorporar entre 4000 y 6000 MW más en el corto plazo. Pero este crecimiento trae consigo nuevas responsabilidades técnicas.

“El problema que vemos es que esos proyectos no pueden brindar ciertos servicios, como regulación de frecuencia o atención de contingencias”, planteó.

La preocupación de OSINERGMIN no solo está centrada en los efectos sobre los desarrolladores, sino también en el impacto que podría trasladarse a los consumidores.

“Los generadores están ganando con estos proyectos renovables, pero no los usuarios finales, porque no se refleja en precios”, indicó. Su diagnóstico es que el marco actual no garantiza que los beneficios de la transición lleguen de forma equilibrada a todo el sistema.

Uno de los riesgos más destacados por Buenalaya es que las decisiones de política pública no lleguen a tiempo para ordenar el proceso. “Mi gran temor es que esto avance como está avanzando, y no haya reglas claras”, enfatizó.

En su opinión, eso puede desencadenar conflictos legales, paralización de obras y distorsiones económicas que afecten la sostenibilidad del sistema en su conjunto.

Frente a esta situación, el funcionario insiste en que la solución es institucional y de gestión. “Esperamos que el Estado pueda actuar en el tiempo que le queda”, concluyó, apelando a una acción inmediata para emitir los reglamentos pendientes y dar respuesta al creciente número de inversionistas que hoy buscan certidumbre para apostar por el desarrollo renovable en el país.

La entrada OSINERGMIN alerta que la indefinición regulatoria en Perú puede comprometer la bancabilidad de nuevos proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Erick Melo,  Technical Manager South Latam de JA Solar, trazó una radiografía del mercado fotovoltaico peruano y las condiciones que, según su visión, son imprescindibles para que este pueda despegar: tecnología viable, acompañamiento técnico transversal y un entorno normativo que habilite tanto el desarrollo de grandes parques como la generación distribuida.

Durante el panel 7 del evento, centrado en soluciones constructivas para proyectos solares de diversas escalas, Melo recordó que JA Solar cuenta con más de 20 años en el core business de módulos fotovoltaicos, con presencia en 178 países y un market share global del 14%, lo que representa más de 300 GW entregados.

En Perú, la empresa participa activamente del megaproyecto Illa, de 472 MW, que será el más grande del país. “Esta semana estamos recibiendo los primeros lotes”, adelanta durante el panel.

Más allá de los proyectos en marcha, Melo fue enfático en que la tecnología sola no basta para garantizar resultados: “Una planta fotovoltaica no es solamente construirla. La tecnología requiere gestión”, afirmó. Y sostuvo que el soporte técnico debe ser parte estructural desde el inicio.

Para JA Solar, el soporte no debe limitarse a la entrega de módulos. Melo explicó que “el acompañamiento técnico, y que justamente responde a que mi persona esté encargada del mercado peruano, se da de forma transversal a todo lo que conlleva un proyecto”. Esta mirada técnica apunta a prevenir errores en el diseño, la ejecución y, especialmente, en la operación y mantenimiento (O&M), etapas críticas para el rendimiento económico de una planta.

“Nadie quiere que en tres, cuatro o cinco años, por una mala gestión en O&M, existan problemas. El mercado muchas veces hace las cosas mal a nivel constructivo por priorizar precio. Ahí es donde debemos actuar los fabricantes”, subrayó el ejecutivo.

En cuanto al componente tecnológico, Melo describió que el mercado está actualmente dominado por cuatro líneas de desarrollo: TopCon, Back Contact, HJT y Tandem Perovskita. En este escenario, destacó que los estudios de degradación posicionan a la tecnología HJT con más del 8% de pérdida acumulada en tres años, mientras que la TopCon, que JA Solar impulsa, registra solo 0.4%, según tests de irradiación ultravioleta y normas IEC 6125.

Por eso, afirmó que “hasta 2030, más del 70% de los proyectos utility scale estarán usando tecnología TopCon”. Si bien Back Contact aparece como alternativa emergente con alta eficiencia, aún tiene una curva de aprendizaje que eleva sus costos. “Cada producto debe encontrar ese punto de equilibrio entre costo y beneficio”, analizó.

Melo también remarcó que en Perú no se puede hablar de un solo tipo de proyecto solar, ya que la geografía del país exige soluciones específicas. “Evaluamos proyectos desde la costa hasta los 4800 metros sobre el nivel del mar”, señaló. Esto implica condiciones extremas, tanto de temperatura como de radiación, que obligan a los fabricantes a ajustar su oferta tecnológica para garantizar confiabilidad y durabilidad.

“Nos hemos acostumbrado a trabajar solo en zonas con radiación solar pico, pero hay otras regiones que requieren soluciones como microredes o sistemas off-grid”, indicó. Estas aplicaciones, en el marco de una estrategia de diversificación, permitirían extender el alcance de la energía solar más allá de los grandes proyectos centrales.

Pese a estas oportunidades, Melo alertó que sin un entorno normativo flexible, difícilmente habrá un verdadero despegue del mercado solar peruano, sobre todo en generación distribuida. “En Perú, hoy solo hay expectativa. Esperamos que las modificaciones a la Ley de Concesiones de Generación Eléctrica permitan insertar, estudiar e investigar la tecnología”, enfatizó.

Para el ejecutivo, el avance del sector dependerá de tres factores: una necesidad energética creciente, una tecnología que ya está disponible, y un entorno legal que facilite su adopción. “Si estas tres cosas no funcionan en armonía, es muy difícil que el país despegue tanto a nivel utility como distribuido”, advirtió.

Finalmente, Melo llamó a que la ingeniería de los proyectos trabaje “de la mano con el fabricante”, para garantizar que la tecnología funcione no solo en el papel, sino también en campo. “Un proyecto tiene que funcionar en armonía de todas las partes. No solo es vender y ya, sino que finalmente genere lo que estaba dentro de los números económicos”, concluyó.

La entrada JA Solar apunta las claves para el despegue fotovoltaico en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile tras la detección de un error en el cálculo de las tarifas eléctricas que derivó en cobros indebidos a los usuarios del país. La dimisión fue aceptada el 16 de octubre en medio de una fuerte presión política y del sector energético.

“Este cargo que tuve el honor de liderar es de exclusiva confianza del Presidente. Agradezco la confianza del presidente, Gabriel Boric, y a mi equipo, a todas y todos los funcionarios públicos que llevan décadas en este lugar”, señaló Pardow a través de sus redes sociales. 

Desde el gobierno expresaron su agradecimiento hacia Pardow por “el compromiso y trabajo desempeñado”, y comunicaron que el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, también asumirá la conducción de la cartera de Energía bajo un rol de bi-ministro. 

García es ingeniero comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Master of Arts por la Universidad de Maryland y Ph.D por la Universidad de California en Berkeley. Con experiencia en el mundo académico, empresarial y político, fue ministro de Economía durante el gobierno de Ricardo Lagos y actual de Economía, Fomento y Turismo bajo la gestión de Boric desde agosto 2025 en reemplazo de Nicolás Grau. 

¿A qué se debe la renuncia de Pardow? La crisis se desató a partir de la publicación del Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). En ese documento se evidenció una inconsistencia metodológica en el cálculo de las tarifas, que provocó un doble efecto inflacionario aplicado sobre ciertos saldos pendientes, generando cobros superiores a los establecidos.

El error impactó en clientes regulados de distintas comunas y regiones del país durante cuatro semestres. Técnicamente, se trató de una duplicación del ajuste inflacionario, lo que modificó al alza los precios de la electricidad. La revelación oficial encendió las alarmas políticas y técnicas en todo el ecosistema energético.

Además, como respuesta inmediata, el nuevo titular de la cartera, Álvaro García, anunció que “el presidente me encomendó solicitar la renuncia al secretario ejecutivo de la CNE, cosa que ya he realizado”. De este modo, Marco Mancilla quedó fuera del organismo técnico responsable del error.

La salida de Pardow no se explica solo por el error técnico. Su gestión ya acumulaba tensiones, siendo una de ellas la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos mediante un cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (cargo FET). 

La iniciativa fue rechazada tanto en el Senado como de forma contundente por el sector renovable, que la calificó como “una reforma tributaria encubierta” y un “grave problema regulatorio y constitucional”, ya que  buscaba aplicarse entre 2025 y 2026, trasladando parte del peso fiscal de los subsidios a los actores del segmento PMGD. 

Para las empresas del rubro, esa política no solo dañaba la competitividad, sino que generaba incertidumbre normativa y riesgos para futuras inversiones en energías renovables.

Impacto político y reacciones sectoriales

La renuncia de Pardow se produce en plena campaña presidencial en Chile para el período 2026-2030 (las elecciones serán el 16 de noviembre), intensificando el debate público sobre la gestión del sector energético. 

La candidata de izquierda Jeannette Jara reclamó la devolución de los cobros indebidos y cuestionó la demora en detectar el error. “La cantidad de años que pasaron fueron increíbles, dos administraciones, dos gobiernos distintos”, criticó.

Asimismo, desde la oposición, la Unión Demócrata Independiente (UDI) anunció que avanzará con una acusación constitucional contra el exministro, medida a la que sumaron otros parlamentarios con el correr de las horas. Y de concretarse, Pardow quedaría inhabilitado para ejercer cargos públicos durante los próximos cinco años.

El caso también pone en entredicho la coordinación entre autoridades políticas y técnicas en la formulación de políticas públicas para el sector eléctrico. Por lo que la dualidad de roles asumida por el nuevo bi-ministro García abre una nueva etapa, en la que el desafío central será recomponer la credibilidad técnica y política de la institucionalidad energética chilena.

La entrada Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile en medio del escándalo sobre tarifas eléctricas se publicó primero en Energía Estratégica.

El proceso de licitación para incorporar 1500 MW de capacidad al sistema eléctrico hondureño avanzó con una nueva fase estratégica: el envío del primer paquete de modificaciones a los pliegos de condiciones, para su evaluación por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

El Secretario de Estado en el Despacho de Energía, Erick Tejada Carbajal, informó que la documentación ya fue remitida y que se trató de la primera enmienda oficial al proceso, la cual incluye 13 modificaciones al pliego de la LPI 1000-010-2021.

Estos cambios estarán disponibles al público una vez reciban el visto bueno institucional y abren un nuevo capítulo dentro de la convocatoria más ambiciosa en materia energética que ha lanzado el país.

Entre las modificaciones más significativas destacó la extensión de dos meses para la recepción de ofertas técnicas, una decisión orientada a dar mayor margen a las empresas para elaborar propuestas robustas. Además, se estableció un nuevo cronograma de entrada en operación comercial para los proyectos adjudicados, ahora previsto para los años 2028, 2029 y 2030. “El período de entrada e inicio de operación comercial de las plantas adjudicadas ahora será 2028, 2029 y 2030”, puntualizó Tejada.

El proceso generó un marcado interés a nivel global. 13 empresas ya adquirieron los pliegos de condiciones, y según el funcionario, el flujo de consultas sigue activo. “Seguimos exitosamente recibiendo muestras de interés a nivel internacional”, destacó.

Este dinamismo se dio en el marco de un esquema técnico y financiero sólido, donde el proceso de licitación aplicará el modelo BOT (Build, Operate, Transfer) con contratos de operación por 15 años y posterior transferencia al Estado. La CREE, por su parte, definirá un valor máximo regulado por MW, que no podrá superar el costo medio de generación ajustado por recuperación de capital y utilidad razonable. A ello se sumará un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas, con auditoría internacional que garantice transparencia y trazabilidad en cada etapa. La ENEE también incorporó mecanismos para la validación técnica de los proyectos, como el análisis de nodos de conexión por parte del Centro Nacional de Despacho.

Uno de los elementos más destacados del proceso fue el respaldo financiero de organismos multilaterales, como BID Invest y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Estas entidades están dispuestas a financiar las inversiones que surjan de esta licitación, lo que aporta mayor solidez y confianza al esquema contractual. “Esto demuestra que confían en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, resaltó el secretario, en referencia al acompañamiento del BID Invest.

El llamado oficial a licitación fue emitido en junio de 2025 y contempló una planificación con múltiples fases, desde la recepción de ofertas hasta su evaluación técnica y económica. Con esta primera enmienda, las fechas serán ajustadas para mejorar la competitividad y garantizar la participación de más actores calificados. Mientras que la próxima enmienda abordará aspectos adicionales que aún están en evaluación técnica y jurídica.

Con esta actualización, el proceso licitatorio de 1500 MW reforzó su carácter dinámico y estratégico para el país. Al integrar mecanismos regulatorios sólidos, financiamiento internacional, participación creciente de empresas y ajustes de calendario acordes a la realidad del mercado, Honduras apunta a garantizar seguridad energética, atraer inversión y acelerar su transición hacia una matriz más sostenible y confiable.

La entrada Honduras lanza las primeras modificaciones de licitación de 1500 MW: ¿Qué implican para el sector? se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía (SENER) de México publicó el nuevo Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (PROSENER), el cual traza una hoja de ruta energética que relega la participación renovable ya que estará centrada en el fortalecimiento de los combustibles fósiles, particularmente el gas natural, que continuará como energético principal en los próximos años.

Las energías renovables, en cambio, representan apenas el 16%, una cifra que se ha mantenido prácticamente sin cambios y que no permite anticipar un cumplimiento de las metas internacionales de descarbonización para la presente década.

¿Por qué? El documento reconoce que el 82% de la matriz energética primaria está compuesta por energéticos fósiles, con el gas natural ocupando una participación creciente del 22%, por encima incluso de lo registrado en el sexenio anterior.

“Actualmente la estructura de la producción se mantiene prácticamente igual, en un 82% de energéticos fósiles”, manifiesta el Gobierno en el documento. De ese total, el petróleo representa el 60%, el gas natural el 22%, y el carbón apenas el 2%, en retroceso frente a años anteriores. Las renovables no fósiles continúan en desventaja estructural frente al resto del mix.

A diferencia de planes anteriores, el nuevo PROSENER no establece metas claras de capacidad instalada renovable para el 2030, ni objetivos específicos de crecimiento para solar, eólica, geotérmica u otras tecnologías limpias. Sino que la planeación energética se concentra en mantener la generación actual, promover la autosuficiencia de gas natural, y aumentar la eficiencia energética como única vía concreta de reducción del consumo.

En el documento se proyecta una meta de reducción anual del 2.9% en intensidad energética hasta 2036 considerando innovación tecnológica y el aprovechamiento de energías renovables. Esto se convierte en el único parámetro explícito vinculado a la transformación del consumo energético nacional.  No obstante, no se definen mecanismos, financiamiento o marcos normativos que impulsen el desarrollo renovable de forma estructural.

La estrategia energética prioriza el incremento de la producción nacional de gas natural, con una meta de 5 mil millones de pies cúbicos diarios, a fin de reducir la dependencia de las importaciones desde Estados Unidos, que actualmente cubren el 70% del consumo nacional. “La tarea aún pendiente en este sexenio y que resulta primordial de atender es la dependencia del gas natural”, reconoce el documento, que identifica este recurso como “el segundo energético más relevante en el consumo de energía primaria nacional”.

El peso del gas natural se refuerza por su rol clave en la generación eléctrica, en la industria petroquímica y en la producción de fertilizantes. Aunque el texto hace referencia a una “transición energética sustentable”, el uso del gas es considerado funcional en tanto “combustible de transición”, sin un horizonte claro de salida.

El documento también se distancia de los compromisos internacionales en materia climática, como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible o la Agenda 2030, a los que solo alude de forma declarativa. En la práctica, el Gobierno no establece ningún mecanismo cuantificable de cumplimiento de estas metas dentro del nuevo marco de planeación energética.

La única línea vinculada a energías limpias con enfoque social se vincula al despliegue de paneles solares en viviendas del norte del país, mencionada como parte del objetivo de garantizar justicia energética y acceso universal al servicio. “Se propone lograr el 100% de la electrificación de los hogares mexicanos”, señala el texto, priorizando a comunidades indígenas y afromexicanas como parte de una estrategia de inclusión.

A pesar de este componente, el plan relega la expansión renovable en favor de un modelo energético centrado en la autosuficiencia de hidrocarburos, el impulso a la refinación nacional, la reactivación de la industria petroquímica y la integración del gas como pilar estratégico.

»]

La entrada El nuevo PROSENER 2025-2030 relega el crecimiento renovable y complica las metas ambientales de México se publicó primero en Energía Estratégica.

Yingli Solar busca consolidar su reposicionamiento en Perú, un mercado que ya conoce desde hace más de una década y al que regresa con nuevas tecnologías, una oferta más robusta y el respaldo de haber suministrado 85 GW de módulos solares a nivel mundial. Sin embargo, su retorno se produce con un diagnóstico claro: sin infraestructura de transmisión ni un marco jurídico estable, el potencial solar del país podría verse limitado.

“Nos aproximamos al país con la energía y la expectativa de que es un mercado que cuenta con radiación, con demanda energética, con crecimiento como país”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante su participación en el panel 7 de Future Energy Summit (FEs) Perú. Desde su perspectiva, el entorno es favorable desde lo natural y lo político, pero aún presenta barreras estructurales.

Contreras destaca que Perú posee una de las mejores condiciones solares de la región y recuerda que Yingli fue protagonista en los primeros desarrollos solares del país. “Tenemos más de diez años de experiencia en Perú, con plantas suministradas hace más de una década y en operación actualmente, como la de 20 MW, que en su momento fue la más grande del país”, subrayó.

Hoy, la compañía retorna a un entorno más competitivo, con tecnologías más sofisticadas y una visión más amplia sobre los costos reales de los proyectos. Contreras insiste en que la tecnología ya no es el cuello de botella, sino que  los desafíos más urgentes pasan por la transmisión y la seguridad jurídica, condiciones necesarias para que tanto la generación utility-scale como la distribuida puedan despegar.

En ese sentido, señaló que el diseño del mix energético debe ir acompañado de una planificación que contemple los puntos de conexión. “Es fundamental que los grandes pensadores del plan energético realmente enlacen bien la demanda con la generación prevista o planificada. Esas grandes plantas fotovoltaicas deben impulsarse con un marco jurídico estable y sostenible que atraiga inversión”, apuntó.

Uno de los pilares técnicos de la estrategia de Yingli para Perú es la adopción de módulos con tecnología n-type, una línea que el fabricante considera especialmente adecuada para las condiciones locales. Contreras aseguró que esta tecnología ofrece ventajas superiores en eficiencia, resistencia a la degradación y comportamiento térmico. “No fabricamos un módulo para cada condición climática, sino módulos flexibles tecnológicamente para que se adapten al mayor número de comportamientos y condiciones posibles”, explicó.

La degradación lineal estimada en 0,4% anual, junto con un buen rendimiento bajo altas temperaturas y baja radiación, convierte a los módulos n-type en una opción rentable para el país, según apuntó Contreras.

El ejecutivo también hace hincapié en la transferencia tecnológica como una ventaja competitiva, no solo en el módulo sino en toda la cadena de valor. “Cada desarrollo tecnológico que aparece en el módulo fotovoltaico termina transformando desarrollos tecnológicos en el resto de la cadena de suministro”, indicó. Este proceso de adaptación no solo requiere equipos, sino también know-how. “Es conveniente transferir de manera adecuada la experiencia de desarrolladores, especialistas e integradores de otras regiones”, añadió.

Contreras analizó la actual dinámica de precios en el mercado solar y plantea que los módulos fotovoltaicos han alcanzado un nivel tal de competitividad que rozan la lógica de una commodity. “No solamente nos hemos convertido en una commodity, sino que dentro de poco venderemos los paneles a euro kilo”, ironizó, aludiendo al nivel de presión que existe sobre los precios. Sin embargo, aclar+p que esta tendencia no debe ocultar el valor tecnológico de los productos.

Además, enfatizó: “Hay factores que los fabricantes ponemos sobre la mesa que no son puramente tecnológicos, como la sostenibilidad financiera”, puntualiza. En este sentido, recordó que Yingli Solar respalda sus productos con garantías de 30 años, un elemento clave para garantizar la bancabilidad de los proyectos. “Nuestros productos y los proyectos a los que van destinados deben ser tratables financieramente”, explicó.

Este acompañamiento, según detalló, se extiende incluso a aspectos logísticos que pueden impactar el CAPEX total del proyecto. “Un cambio de contenedor a camión lona desde el puerto hasta destino puede suponer un sobrecoste de 300 o 400 dólares por contenedor, y eso puede comerse todo el margen de contingencia del proyecto”, advierte. Por eso, destacó la importancia de brindar un servicio integral, desde la preingeniería hasta la postventa, acompañando al cliente durante toda la vida útil del módulo.

En cuanto al horizonte tecnológico, Contreras proyecta que en los próximos cinco años veremos en el mercado tecnologías como back-contact o incluso células tándem, siempre que el equilibrio entre CAPEX y prestaciones lo permita. “Siendo optimista, espero que estemos hablando de tecnologías que ofrezcan mayores prestaciones al mercado y contribuyan a que el LCOE sea más competitivo”, expresó.

Así, Yingli Solar se posiciona nuevamente como un actor clave en el ecosistema solar de Perú, dispuesto a aportar tecnología de vanguardia, pero también señalando las condiciones necesarias para que ese avance se traduzca en resultados concretos. “Perú tiene todo para crecer pero necesita las bases para hacerlo bien”, concluyó.

La entrada Yingli Solar apuesta por Perú, pero advierte que falta infraestructura y seguridad jurídica se publicó primero en Energía Estratégica.

La regulación propuesta por la CREG para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional no solo significó la búsqueda de fortalecer la estabilidad eléctrica del país. Para el ecosistema tecnológico, también es una base legal concreta para que la tokenización de activos renovables deje de ser una promesa y se convierta en una herramienta real de trazabilidad y financiamiento.

En términos regulatorios, el proyecto de resolución da reconocimiento formal a los sistemas descentralizados, habilitando que baterías y plantas renovables participen activamente en servicios de red y arbitraje. Esta flexibilidad no solo amplía la eficiencia del sistema eléctrico, sino que también crea flujos de ingresos estables y predecibles, que pueden ser representados y tokenizados.

En la práctica, representa una oportunidad de monetización adicional para las empresas de energía e, incluso, los autogeneradores. Plataformas como Gaia Ecotrack ya operan bajo ese modelo: cada kW generado puede convertirse en un token que circula en una red blockchain pública, con valor de mercado y auditoría permanente.

Según explicó Ilich Blanco, CEO de Gaia Ecotrack, la resolución introduce condiciones inéditas que hacen posible el salto entre el mundo físico y el digital de la energía.

“El documento exige fronteras comerciales separadas y medición precisa, algo indispensable para validar la energía generada, almacenada y entregada. Eso es exactamente lo que necesita la blockchain para auditar y certificar transacciones energéticas en tiempo real”, señaló el ejecutivo.

Esa energía digitalizada puede intercambiarse, venderse o respaldar nuevos mecanismos de inversión, democratizando el acceso al mercado energético.

“Cuando la energía se vuelve tokenizable, gana una segunda vida financiera. No solo se mide por lo que produce, sino por lo que representa en transparencia, confianza y trazabilidad”, destacó Blanco en diálogo con Energía Estratégica.

Esta dinámica permite que cada instalación fotovoltaica o sistema híbrido sea también un activo digital líquido, con registro público y auditable, lo que fortalece la seguridad de los inversionistas.

Costos y beneficios

El proceso de tokenización no implica grandes barreras técnicas ni económicas. En el caso de esta plataforma, el ejecutivo explicó que “la entidad interesada solo debe conectar su sistema a la red de Gaia, que integra el dispositivo IoT con la blockchain. El costo es bajo y se paga anualmente, asociado al gasto de digitalizar cada kW”.

Asimismo, describe que ese gasto mínimo —denominado gas fee— se ve ampliamente compensado por los beneficios: acceso a incentivos, certificados verdes y nuevos ingresos por servicios digitales.

Según Blanco, “el costo siempre está por debajo del beneficio, porque abre la puerta a varios mercados: créditos de carbono, certificados de energía y minería de datos energéticos. No reemplaza la venta de electricidad, sino que agrega una capa de valor adicional al activo”.

En el fondo, la tokenización actúa como un mecanismo de transparencia y confianza en un contexto donde la digitalización y la descentralización se vuelven estratégicas.

La trazabilidad blockchain permite identificar el origen de la energía, registrar cada transacción y garantizar que los certificados o bonos asociados sean auténticos.

Para el sector energético colombiano, esto implica una evolución hacia un mercado más digital, eficiente y participativo, donde las energías renovables no solo producen electricidad, sino también datos, valor financiero y seguridad institucional.

La entrada La regulación del almacenamiento abriría el paso a la energía tokenizada en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del procedimiento del Acuerdo Preventivo  Extrajudicial (APE) oportunamente abierto por IMPSA ante el Segundo Juzgado de Procesos  Concursales, Circunscripción I de la Provincia de Mendoza, el 15 de octubre se llevaron a cabo  las asambleas de bonistas y obligacionistas de la sociedad a fin de considerar la oferta por la  reestructuración de la deuda, la cual asciende a 583 millones de dólares. 

La exitosa jornada se desarrolló en la sede de IMPSA, ubicada en Mendoza, y fue presidida  por la Lic. Ercilia Nofal. Contó además con la destacada presencia de la jueza Gloria Cortés. Durante la asamblea, los diferentes acreedores fueron sumando las conformidades  expresadas (incluyendo a acreedores bajo préstamos multilaterales tales como el Inter 

American Development Bank (BID), la Inter-American Investment Corporation (BID Invest), Export Development Canada y la Corporación Andina de Fomento, obteniéndose así un  resultado positivo del 86% de los mismos, que representa el 98% del total de la deuda  elegible computable, en ambos casos de conformidad con el art. 45 bis de la Ley 24.522. 

De esta manera, habiéndose aprobado la oferta de APE por mayorías que superan  ampliamente las requeridas por la legislación aplicable, IMPSA procederá en los próximos  días a presentar el mismo ante el juzgado interviniente para su homologación. 

Este rotundo respaldo de los acreedores a la actual gestión liderada por Jorge Salcedo, presidente de IMPSA; Juan Manuel Domínguez, vicepresidente de la empresa; y Pablo Magistocchi, country manager, ratifica el rumbo que tomó la empresa para retomar su  protagonismo en los sectores de energía nuclear, grúas portuarias e hidroelectricidad en  América Latina, Estados Unidos y Asia. 

“Con la reestructuración se consolida la puesta en marcha de la nueva IMPSA, cuyo objetivo  es demostrar cómo una inversión estadounidense en tecnología argentina convertirá a  IMPSA en un fabricante esencial de grúas portuarias y de componentes nucleares para los  mercados estadounidense y argentino, retomando simultáneamente su participación indispensable en la fabricación y rehabilitación de centrales hidroeléctricas en el mundo”,  destacó Jorge Salcedo, presidente de IMPSA. 

“Agradecemos la confianza de nuestros acreedores y el apoyo de los gobiernos argentino y  estadounidense en esta nueva etapa. Estamos convencidos de que esta reestructuración de  deuda constituye el paso inicial que permitirá a IMPSA ser un ejemplo de un caso empresarial  exitoso entre dos países aliados”, agregó Salcedo. 

En cuanto a la propuesta de reestructuración, como surge de la propia oferta de APE, esta  reprogramación de vencimientos de la deuda preexistente permite que IMPSA pueda  comenzar a pagar capital a partir del año 10, contado desde la homologación del APE, lo cual  resulta de vital importancia para brindar a la sociedad el tiempo necesario para el  ordenamiento y normalización de sus operaciones y de su estructura, y continuar con el  proceso de obtención de nuevos contratos conforme al plan de negocios impulsado por su  nuevo accionista controlante, Industrial Acquisitions Fund LLC. 

Este hito representa un antes y un después para IMPSA, a tan solo ocho meses de la toma  de control por parte de los nuevos accionistas, ya que permitirá preservar la continuidad de  la empresa, su tecnología de primer nivel mundial en áreas de gran relevancia estratégica  desarrollada durante sus más de 100 años de existencia, expandirse a los mercados  internacionales y fortalecer la actividad industrial mendocina con el apoyo del gobierno provincial.

La entrada Los acreedores dieron un rotundo respaldo a la nueva gestión de IMPSA se publicó primero en Energía Estratégica.

América Latina se encontró en una encrucijada energética sin precedentes: un crecimiento exponencial de la demanda eléctrica empujado por la electromovilidad, el hidrógeno, la digitalización y el cambio climático, en un contexto donde aún persisten brechas en infraestructura y una baja integración regional. Esta fue la principal conclusión del panel “Perspectiva Energética Regional” desarrollado durante la X Semana de la Energía organizada por OLADE.

“En los próximos años vamos a tener un salto importante en demanda eléctrica. No vamos a tener la capacidad de atender eso si no lo planificamos desde ahora”, advirtió Leandro Pereira de Andrade, director del Departamento de Información, Estudios y Eficiencia Energética del Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

Desde Honduras, el secretario de Energía, Eric Tejada, complementó que su país experimenta un aumento interanual del 18% en la demanda eléctrica, impulsado por la electrificación del transporte, la climatización de viviendas y la expansión industrial.

“Estamos trabajando con modelos prospectivos, porque es una realidad que en todos los países vamos a experimentar incrementos sustanciales”, manifestó.

La aparición de nuevos consumidores intensivos como los data centers, la cripto minería, la industria turística y los parques industriales demandó una respuesta urgente en infraestructura energética.

“No hay forma de que un sistema pueda acompañar esa carga si no se planifica desde ahora”, subrayó Pereira de Andrade, quien aseguró que Brasil tenía actualmente más de 60 proyectos de data centers en análisis para los próximos cinco años.

El crecimiento del consumo eléctrico también se extendió a usos residenciales. “Con olas de calor de 40° en primavera, la gente empieza a climatizar sus viviendas. La electrificación residencial también empuja la demanda”, explicó el funcionario brasileño.

En el caso de Paraguay, el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, sostuvo que la principal preocupación era que ese crecimiento “sea con contenido nacional, con más desarrollo local”. En esa línea, enfatizó la necesidad de vincular la política energética con una visión de industrialización: “Queremos utilizar los recursos renovables para generar energía más competitiva, que dé valor agregado y puestos de trabajo”, afirmó.

Planificación, integración y diversificación: pilares para sostener la transición

El consenso de los países apuntó a que la integración energética regional es clave para sostener la transición, pero todos coincidieron en que su avance había sido muy limitado.

“Desde el año 2000 hasta hoy se han hecho más de 15 estudios de interconexión regional. No necesitamos más estudios, necesitamos voluntad política y decisiones concretas”, enfatizó Pereira de Andrade. A su vez, consideró urgente la necesidad de pensar la infraestructura de transmisión con visión supranacional: “Hay que planificar más allá de las fronteras”, indicó.

En esa misma línea, Bejarano sostuvo que “la interconexión con Brasil es crítica, porque estamos compartiendo energía sin aprovechar toda la complementariedad de nuestras matrices”, haciendo referencia a la central de Itaipú. El funcionario también se mostró abierto a una integración eléctrica más profunda con países vecinos, pero resaltó que “hay que crear mecanismos de gobernanza que den certezas a los actores”, remarcó.

Ryan Copp, director de Energía del Ministerio de Servicios Públicos de Belice, aportó una visión centroamericana: “No podemos ver la región como países individuales, hay que verla como un conjunto. La integración energética debe pensarse como una necesidad urgente”, sostuvo.

El gas natural fue mencionado como un energético clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en la transición hacia fuentes limpias. “Hoy tenemos 27 GW de gas en operación, pero con utilización inferior al 25% en promedio. Esto significa que es una reserva estratégica que hay que usar mejor”, detalló Pereira de Andrade.

En el caso de Honduras, Tejada enfatizó que si bien estaban apostando por renovables, el gas natural seguía siendo parte esencial de su matriz en el corto y mediano plazo: “Necesitamos firmeza y confiabilidad para acompañar esta transición”, señaló.

También hubo un retorno de interés por la energía hidroeléctrica, especialmente en países como Paraguay y Brasil, donde la sequía de años anteriores generó cuestionamientos a su viabilidad. “Volvemos a mirar a la hidroeléctrica como una fuente firme, aunque sabemos que el cambio climático afecta su previsibilidad”, mencionó Pereira de Andrade.

El almacenamiento energético surgió como una tecnología estratégica para sostener el crecimiento de renovables intermitentes. Jaime Sigetti, director general en Chile de Miny and Company, aseguró que los proyectos con almacenamiento estaban ganando terreno en su país. “Chile fue el primero en tener la Ley de Almacenamiento. Se está invirtiendo y avanzando fuerte en eso”, remarcó.

Desde todos los países se remarcó la necesidad de planificar el sistema energético con un enfoque social, ambiental y de equidad territorial.

Tejada sostuvo que uno de los grandes desafíos era implementar proyectos energéticos que “respeten a las comunidades, generen valor local y no reproduzcan modelos extractivistas”. También advirtió sobre los riesgos de que la transición energética terminara siendo desigual: “Hay que evitar que esta transformación beneficie a unos pocos y deje a muchos atrás”, alertó.

Desde el Banco Mundial, la moderadora del panel, Lucía Espinelli, reforzó la idea de una transición justa y ordenada. “Lo importante es que los países puedan identificar sus cuellos de botella, que trabajen con planificación y que no esperen a que los problemas escalen”, concluyó.

La entrada Los gobiernos latinoamericanos advierten que el sistema eléctrico no soportará la nueva demanda sin planificación se publicó primero en Energía Estratégica.

El nuevo marco regulatorio energético publicado por el Gobierno mexicano hace algunos días establece criterios que abren ventanas de oportunidad para inversión privada en infraestructura de recarga con generación distribuida.

Estos documentos, que reemplazan el marco heredado de la reforma energética de 2013, introducen conceptos como la planeación vinculante del sector energético y la justicia energética, con implicaciones directas para el desarrollo de la electromovilidad en el país.

«Es positivo que estas nuevas leyes sean analizadas por los empresarios, especialmente por los socios de AMPES, dada su participación directa como proveedores de estaciones de servicio y la posible integración al suministro de carga eléctrica para automóviles y otras modalidades de transporte eléctrico», señala David Hernández Martínez, Coordinador de Normatividad de la Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES).

El contexto es favorable: México cerró el tercer trimestre de 2025 con ventas de 24,498 vehículos eléctricos e híbridos enchufables, un crecimiento del 50% respecto al mismo período del año anterior, según la Electro Movilidad Asociación (EMA).

Sin embargo, la infraestructura de carga pública apenas alcanza las 3,514 estaciones, evidenciando una brecha crítica que representa tanto un desafío como una oportunidad para el sector privado.

El Reglamento de la Ley de Planeación y Transición Energética establece que la Secretaría de Energía (SENER) debe elaborar cinco instrumentos de planeación obligatoria, entre ellos el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) con horizonte de 15 años.

Lo relevante es que la Comisión Nacional de Energía (CNE) deberá considerar estos planes al otorgar permisos para proyectos de infraestructura de carga, lo que podría limitar geográficamente el desarrollo de electrolineras privadas en zonas no prioritarias.

«El documento relaciona directamente estos reglamentos con la electromovilidad y sus implicaciones para favorecer o limitar las inversiones en esta materia», advierte Hernández Martínez en diálogo con Mobility Portal Latinoamérica.

«Los empresarios que deseen invertir deben considerar los retos y oportunidades que esto representa».

Sin embargo, el mismo reglamento abre una ventana de oportunidad: establece que la infraestructura de recarga debe priorizarse para transporte público masivo, lo que podría acelerar proyectos de electrificación de autobuses urbanos y taxis.

Generación distribuida: la clave para estaciones de servicio

Uno de los aspectos más favorables del nuevo marco regulatorio es la flexibilización de los umbrales para generación distribuida.

El reglamento eleva de 0.5 MW a 0.7 MW la capacidad instalada que no requiere permiso, y crea la figura de autoconsumo interconectado para proyectos de hasta 20 MW con trámite simplificado.

Esto significa que una estación de servicio que desee integrar cargadores eléctricos puede instalar paneles solares hasta 0.7 MW sin permiso de generación, o hasta 20 MW bajo la nueva figura de autoconsumo con procedimiento administrativo ágil.

• Esta capacidad es suficiente para alimentar entre 15 y 30 cargadores rápidos de 50 kW, dependiendo de la configuración del sistema.

«Para posibles desarrolladores o inversionistas, sería de interés que se dispusiera el análisis de posibles fuentes de financiamiento para iniciativas del sector privado», comenta el Coordinador de Normatividad de AMPES.

Si bien los reglamentos energéticos no contemplan fuentes de financiamiento específicas para electromovilidad, existen instrumentos complementarios.

El Decreto Plan México, publicado en enero de 2025, otorga deducción inmediata del 86% al 83% de la inversión en «vehículos cuya propulsión sea a través de batería eléctrica» y equipamiento relacionado.

Adicionalmente, el Decreto de Polos de Desarrollo Económico, vigente desde mayo de 2025, permite deducción inmediata del 100% de inversiones en activos fijos para proyectos en zonas prioritarias, aplicable hasta septiembre de 2030.

El desafío de la claridad regulatoria

La pregunta crítica que plantea Hernández Martínez es si «con la publicación del reglamento existe claridad total para invertir en proyectos de infraestructura de electromovilidad por parte de la iniciativa privada».

Según el especialista, el sector espera este tipo de claridad «respecto a solicitudes y autorizaciones, sobre todo si se trata de proyectos de infraestructura de expendio al público de carga eléctrica«.

La respuesta es matizada. El Acuerdo A/108/2024, publicado en septiembre de 2024 por la entonces Comisión Reguladora de Energía (CRE), mantiene vigencia operativa y establece requisitos técnicos de conexión para electrolineras, estándares de conectores y obligaciones de transparencia en precios.

Sin embargo, el nuevo reglamento introduce elementos de incertidumbre.

El artículo 197 del Reglamento del Sector Eléctrico establece que los centros de carga para electromovilidad «pueden registrarse como Demanda Controlable«, una figura que permitiría a operadores de cargadores ofrecer reducción de demanda a cambio de tarifas preferenciales.

El problema: la CNE tiene un plazo de 120 días hábiles (aproximadamente hasta febrero de 2026) para publicar las disposiciones específicas que regulen esta figura.

Adicionalmente, el reglamento introduce el requisito de Manifestación de Impacto Social (MIS) para proyectos de infraestructura eléctrica.

Aunque el alcance de esta obligación para electrolineras privadas aún no está completamente definido, podría implicar la elaboración de un Plan de Gestión Social con «Beneficios Sociales Compartidos» para comunidades del área de influencia, incrementando costos y plazos de desarrollo.

Una ventana de oportunidad para estaciones de servicio

A pesar de las incertidumbres, el sector de estaciones de servicio se encuentra en posición privilegiada para capitalizar la transición eléctrica.

Con aproximadamente 13,000 estaciones de servicio en México -según datos de la Comisión Reguladora de Energía-, la integración de cargadores eléctricos representa una estrategia de diversificación ante la eventual reducción del consumo de combustibles fósiles.

La EMA ha hecho un llamado específico a las estaciones de servicio tradicionales «para que se sumen a la tendencia global de incorporar cargadores rápidos como una fuente alternativa de ingresos».

La entidad además destacó que «pueden prepararse para el futuro, desempeñando un papel clave en la atención de las necesidades de movilidad de todo tipo de usuarios, especialmente en recorridos de larga distancia».

• El modelo de negocio es atractivo: empresas como VEMO, Evergo y FAZT han anunciado inversiones millonarias en infraestructura de carga pública.
• Soriana y FAZT planean instalar 1,000 estaciones para 2030, mientras que Evergo comprometió 200 millones de dólares para desplegar 15,000 puertos de carga en cinco años.

Para las estaciones de servicio que ya cuentan con terrenos estratégicos en carreteras y zonas urbanas, la combinación de cargadores eléctricos con generación solar distribuida y el potencial futuro de la figura de Demanda Controlable podría resultar en un modelo de negocio resiliente y alineado con las tendencias globales de descarbonización del transporte.

Fuente: Mobility Portal Latinoamérica

La entrada Cambia el juego: Nueva norma mexicana abre «ventanas» para recarga de autos eléctricos en gasolineras se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) anunció su ambiciosa gira 2026, un calendario de alto impacto que recorrerá nueve países entre Europa y América Latina. Esta iniciativa reafirma el propósito de FES de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

La gira iniciará el 12 de febrero en Madrid, España, y continuará con paradas clave en Argentina (4 y 5 de marzo), República Dominicana (21 y 22 de abril), Guatemala (14 de mayo), México (19 de mayo), Perú (28 de septiembre), Colombia (30 de septiembre), Chile (28 y 29 de octubre) y finalizará el 3 de noviembre en Brasil, marcando una expansión geográfica que responde a la creciente demanda de foros estratégicos en estos mercados.

El lema de esta nueva edición “Conectamos a nuestros clientes con sus clientes” sintetiza la esencia de FES como plataforma de intercambio comercial, político y tecnológico, que busca generar conexiones reales entre los actores más influyentes del ecosistema energético. Por lo que cada evento se posiciona como un punto de encuentro clave entre gobiernos, empresas, inversores y referentes del sector, promoviendo una visión común de largo plazo.

Una de las principales novedades de la Gira 2026 es la incorporación de Guatemala y Brasil como nuevas sedes oficiales, ampliando la cobertura geográfica y abriendo el juego a nuevos actores estratégicos. Esta expansión no solo refuerza la presencia regional de FES, sino que también refleja la necesidad de potenciar mercados que están tomando decisiones clave para acelerar la descarbonización y diversificar su matriz energética.

Además, como parte de su evolución, FES lanzó una nueva iniciativa: Future Energy Summit Storage, un espacio especializado orientado al debate técnico y estratégico sobre almacenamiento de energía. 

FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Y durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.

Desde su creación, FES ha promovido activamente la colaboración entre el sector público, privado y financiero, consolidándose como una plataforma de referencia en energía y sostenibilidad en América Latina y España. 

En ese marco, agradece a todos los partners y líderes tecnológicos que acompañaron durante 2025, y convoca a nuevas empresas a sumarse como aliados para posicionar sus marcas, impulsar conexiones comerciales y participar en el debate regional sobre el futuro energético.

Los encuentros de FES no solo se destacan por su nivel de contenidos y calidad de oradores, sino también por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para generar acuerdos y avanzar en contratos vinculados a proyectos renovables, BESS , hidrógeno verde y soluciones integradas para la transición energética. 

Y igual que en anteriores ediciones, cada evento contará con transmisión abierta y gratuita a través de los canales digitales de FES, permitiendo ampliar el acceso y la participación de audiencias especializadas en toda la región.

La propuesta editorial de FES se complementa con cobertura periodística especializada en energías renovables, análisis de políticas públicas y seguimiento de tendencias globales, lo que refuerza su posicionamiento como un hub de contenidos de alta calidad para decisores del sector energético.

Con el respaldo de ediciones exitosas, una agenda regional fortalecida y el impulso de nuevas plataformas como FES, la Gira 2026 se proyecta con nueve encuentros estratégicos entre Europa y América Latina, donde las principales empresas del sector y funcionarios de primer nivel debaten, negocian y colaboran para avanzar hacia una transición energética real y sustentable.

La #ExperienciaFES no solo es un espacio de encuentro: es una herramienta estratégica de posicionamiento, conexión y toma de decisiones en un contexto donde las energías renovables demandan coordinación multisectorial y visión de largo plazo.

La entrada FES amplía su gira 2026: suma Brasil y Guatemala a su calendario de 9 eventos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Energía Estratégica lanza su nueva unidad especializada en almacenamiento energético, denominada Energía Estratégica Storage. 

Este nuevo espacio ofrecerá contenidos exclusivos sobre los principales ejes del almacenamiento con baterías: licitaciones, regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, lanzamientos tecnológicos, innovación de productos y entrevistas con referentes estratégicos del sector; a fin de ser una fuente de información integral y confiable para los distintos actores que conforman la cadena de valor. 

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

La propuesta también abarca la organización de webinars y eventos virtuales especializados en sistemas BESS, que servirán como espacios de debate y actualización sobre los avances tecnológicos, los modelos de negocio emergentes y los desafíos regulatorios del sector.

El nuevo portal contará con espacios dedicados a la exposición de productos y soluciones tecnológicas, brindando visibilidad a fabricantes, integradores y proveedores que deseen presentar innovaciones en sistemas de baterías, software de gestión o infraestructura asociada.

La creación de Energía Estratégica Storage se produce tras el éxito del PVBook 2025, el catálogo internacional del sector fotovoltaico presentado recientemente y que se consolidó como una referencia clave para la industria solar de la región. 

Sumado a que el lanzamiento de esta nueva unidad especializada de Energía Estratégica responde a la acelerada expansión del almacenamiento con baterías en América Latina, la cual supera los 1560 MW de capacidad instalada,  según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

Este crecimiento no solo refleja la madurez del mercado, sino también el reconocimiento del almacenamiento como un componente estratégico en la planificación energética de los países. 

Por ejemplo, Argentina adjudicó 12 proyectos por 713 MW en su licitación AlmaGBA, mientras que Chile cuenta con más de 14 GW en proyectos con baterías en evaluación ambiental y se espera que alcance los 2 GW operativos para enero de 2026, superando en cuatro años la meta originalmente establecida para 2030. 

Pardow desde la Semana de la Energía: “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar”

A su vez, Colombia avanza en la definición de un marco normativo para integrar los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) al sistema eléctrico nacional, reconociéndolos como activos de red estratégicos.

También Centroamérica y el Caribe muestran un avance sostenido. Guatemala incorporará por primera vez sistemas BESS en su licitación PEG-5 de 1400 MW; mientras que República Dominicana y Honduras harán lo propio en sus subastas de 600 MW y 1500 MW, respectivamente, siendo esta última bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), que prevé la transferencia de los activos al Estado luego de 15 años de operación (ver nota). 

En tanto que Panamá extendió su cronograma de licitaciones eléctricas hasta 2029 e incluyó el almacenamiento como tecnología elegible, con una subasta específica de 50 MW prevista para 2028.

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

El nacimiento de Energía Estratégica Storage también se enmarca dentro de un movimiento más amplio de especialización temática impulsado por el grupo, que incluye espacios de articulación como FES Storage, un punto de encuentro para líderes y referentes del mercado de baterías que promueve el intercambio de conocimiento y experiencias entre los principales protagonistas del sector.

Incluso, el cierre de la gira 2025 de FES a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades del sector. El 21 y 22 de octubre se celebrará la quinta edición de FES Colombia en la ciudad de Bogotá, y la cuarta edición de FES Chile tendrá lugar  los días 26 y 27 de noviembre en Santiago, encuentros que reunirán a más de 500 líderes para debatir sobre el futuro de las renovables y el almacenamiento. 

Y tras otro año de encuentros que consolidaron a FES como un espacio clave para el debate y la generación de oportunidades en el sector renovable, 2026 se proyecta con una agenda aún más ambiciosa, orientada a potenciar el networking, los debates estratégicos y el contenido especializado. 

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

De esta manera, Energía Estratégica Storage se consolida como una plataforma informativa de alto valor, pensada para ejecutivos, utilities, desarrolladores, integradores, analistas y fabricantes que buscan información precisa y actualizada sobre uno de los sectores más dinámicos del mercado. 

La suscripción al newsletter ya se encuentra disponible, ofreciendo a sus lectores un acceso directo a información verificada, análisis de mercado y contenidos orientados a la toma de decisiones estratégicas.

Y quienes deseen formar parte o realizar consultas pueden hacerlo escribiendo a info@strategicenergycorp.com, donde se les brindará asesoramiento sobre participación, difusión y oportunidades dentro del nuevo espacio.

DESCUBRA LA NUEVA WEB DE ENERGÍA ESTRATÉGICA STORAGE

La entrada Lanzamos Energía Estratégica Storage con novedades exclusivas de sistemas BESS se publicó primero en Energía Estratégica.

Enormes expectativas rodean a la próxima edición de Future Energy Summit (FES) en Colombia, donde se esperan anuncios clave del sector público y privado energético.

A una semana del evento, quedan las últimas entradas disponibles para FES Colombia, que se realizará el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá. 

Quienes aún no aseguraron su lugar pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia. Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a Future Energy Summit como la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros

A lo largo de sus ediciones anteriores, FES se ha consolidado como un espacio de referencia para el intercambio de ideas entre líderes del sector público y privado, impulsando la cooperación, la inversión y la innovación tecnológica. Además, quienes deseen revivir los momentos más destacados de las ediciones pasadas pueden acceder al canal oficial de YouTube, donde se encuentran disponibles los debates celebrados en Argentina, Chile, Colombia, España, México, Perú y República Dominicana.

La quinta edición de FES Colombia contará con una agenda de alto nivel que reunirá a ejecutivos, autoridades, inversores y referentes del ámbito financiero.

Entre los perfiles confirmados se destacan Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia; María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular; y Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy, junto a voces internacionales como Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala, y Mijal Brady, Jefa de Gabinete de OLADE.

¡ÚLTIMAS ENTRADAS!

Además, FES contará con la participación de los principales partners tecnológicos y compañías líderes del sector. Se destacan compañías de generación y tecnología solar como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar y Solax Power, que mostrarán sus avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía, mientras que en infraestructura, redes y consultoría estarán presentes Nexans, Afry, DIPREM, Nordex, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones que apuntan a mejorar la digitalización y la sostenibilidad del sistema energético regional.

Durante dos jornadas, el evento ofrecerá un programa de conferencias, paneles y espacios de networking diseñados para fortalecer la colaboración entre actores públicos y privados. La agenda completa de actividades ya puede consultarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia/Agenda.

Con la participación de cientos de referentes nacionales e internacionales, FES Colombia reafirma su compromiso de conectar conocimiento, innovación y acción para acelerar la transformación energética de América Latina.

¡ÚLTIMAS ENTRADAS!

La entrada Últimas entradas para FES Colombia: el punto de encuentro que marcará la transición energética de la región se publicó primero en Energía Estratégica.

América Latina perderá cerca del 3,2% de su generación eléctrica durante 2024 por falta de sistemas de almacenamiento, según estimaciones de OLADE. El cálculo se basa en la diferencia entre la generación y el consumo eléctrico estimado para 2025 en la región, representando energía generada pero no utilizada.

“Son USD 7000 millones que la región podría haber facturado si tuviera dónde colocar esa energía”, enfatizó Fitzgerald Cantero, director de Estudios, Proyectos e Información de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato surge de un reciente documento técnico que cruza proyecciones de generación y consumo en todos los países de la región.

Para abordar este desafío, el organismo presentó un libro blanco sobre almacenamiento energético durante la X Semana de la Energía en Santiago de Chile, con el objetivo de orientar a los países de la región en la adopción de soluciones que permitan acumular excedentes de generación y estabilizar redes eléctricas.

“El almacenamiento no es solamente para guardar la energía que sobra, sino también para estabilizar las redes. Además, es muy costosa una interconexión entre países, y ahí el almacenamiento se vuelve crucial”, explicó Cantero, destacando que esta tecnología es especialmente crítica en contextos donde no es viable la interconexión, como en muchos países del Caribe.

El libro blanco busca ofrecer referencias prácticas sobre modelos exitosos, tecnologías existentes y oportunidades de aplicación para quienes deben tomar decisiones de política pública. Si bien OLADE no lo elaboró directamente, Cantero comentó que el enfoque apunta a responder preguntas clave del tipo: “¿Cuál es el camino? ¿Qué modelos funcionan? ¿Qué tecnologías están disponibles?”.

“Se propone una meta bastante ambiciosa, que tiene su costo, pero lo importante es ver la ecuación en la larga duración. Yo tengo un costo de inversión importante, pero ¿cuánto me ahorro y qué estoy desperdiciando?”, planteó. Y según afirmó, el documento está diseñado para servir de insumo a ministros y autoridades de toda la región.

Perspectiva de género y liderazgo chileno en transición energética

Además del almacenamiento, la agenda de OLADE incorporó este año una dimensión social y educativa inédita. “Estamos impulsando todas las acciones dirigidas a mujeres y niñas de la región para el fortalecimiento de políticas públicas que impulsen la equidad de género en toda la cadena de valor del sector energético”, afirmó Gloria Alvarenga, Directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE.

Entre los hitos más destacados estuvo el lanzamiento de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía, con participación de asociaciones, sociedad civil, academia y empresas del sector. “Es un hito histórico”, remarcó Alvarenga.

También se realizó por primera vez un evento para niñas de 10 años, quienes desarrollaron un proyecto de energía en colaboración con Ingeniosas.org, el Ministerio de Energía de Chile y la Asociación de Mujeres en Energía de Chile. “Vamos a tener niñas de 10 años pudiendo hacer un proyecto de energía”, celebró Alvarenga. “Es la primera vez que se hace algo así en este marco”, agregó.

En cuanto a la situación de Chile, Cantero subrayó su protagonismo regional. “Cuando hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de renovables, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de almacenamiento, tenemos que hablar de Chile”, sostuvo. Y agregó un dato relevante: “Después de China, es el país en el mundo que más buses eléctricos circulando tiene”.

Según explicó, el norte de Chile genera más energía solar de la que puede inyectar, lo que convierte al almacenamiento en una herramienta clave para no desperdiciar recursos. “En el norte de Chile tenés una cantidad de energía solar que no la podés inyectar toda porque la demanda es menos de lo que generás”, detalló.

En esa línea, Cantero valoró que Chile viene avanzando desde hace tiempo en la inclusión del almacenamiento como parte de la planificación del sistema. “No es que Chile esté atrasado, al contrario, es el que está más avanzado”, aseguró. Y reconoció como positivo que otros países como Panamá o República Dominicana estén comenzando a incorporar almacenamiento en sus licitaciones energéticas.

“Felicito a esos países que están haciendo esto porque ya, a la hora de poner las reglas de juego, están diciendo al sector privado: pueden venir a invertir, pero también necesitamos que un porcentaje de esa generación sea almacenamiento”, resaltó.

También mencionó la importancia de avanzar en la expansión de redes de transmisión como parte de una estrategia integral. “Con eso van a mitigar los cuellos de botella que han pasado por otros países”, advirtió.

La edición número diez de la Semana de la Energía tuvo más de mil asistentes y una agenda amplia: eficiencia energética, hidrógeno, energía nuclear, permisos, financiamiento, minerales críticos como el litio y el cobre, y distintas transiciones energéticas.

“Tenemos una agenda vastísima que busca abarcar todo el mundo de la energía”, indicó Cantero. La elección de Chile como sede no fue casual. “Hacer la Semana de la Energía en Chile tiene esa connotación de un hito importante en nuestra región”, sostuvo.

Finalmente, Cantero resumió el objetivo principal del evento: “Esperamos que este tipo de documentos les sea útil a nuestros ministros, a nuestros países, a los tomadores de decisiones a la hora de evaluar en su menú de opciones las políticas públicas por donde encaminarlos”.

La entrada OLADE advierte que América Latina pierde USD 7000 millones al año por falta de almacenamiento energético se publicó primero en Energía Estratégica.

La compañía argentina Ambiente y Energía se posiciona para dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período. 

“Nuestro objetivo es crecer significativamente: desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período”, señaló Gastón Tzarovsky, CEO de Ambiente y Energía, en diálogo con Energía Estratégica. 

La meta se apoya en una trayectoria de más de una década en el sector, capacidad operativa consolidada y un enfoque que prioriza la eficiencia en cada etapa de sus proyectos, considerando que la compañía ha transitando desde los programas GenRen y RenovAr hasta consolidarse como un player activo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Uno de los hitos recientes más relevantes fue su adjudicación con prioridad de despacho plena en cuatro proyectos del MATER, que totalizan 100 MW, distribuidos entre las provincias de Formosa y Chaco. Este logro representa un paso firme en su estrategia de generación y confirma su capacidad para competir en un mercado dinámico.

“Haber sido adjudicados en la pasada convocatoria del Mercado a Término con prioridad de despacho plena en 4 proyectos es un hito que reafirma nuestro liderazgo en el sector”, afirma el directivo.

A estos proyectos se suman dos nuevas iniciativas presentadas en la última convocatoria (Q3) del MATER, ambas ubicadas en Formosa, que solicitan en conjunto 72,5 MW de prioridad de despacho: el parque solar El Sol de Formosa (21,3 MW) y El Sol de Clorinda (51,2 MW).

El crecimiento de la empresa no es fortuito. Se basa en un modelo operativo integral que abarca desarrollo, ingeniería, construcción y operación de parques solares, bajo modalidad Full EPC, lo que le permite ofrecer soluciones llave en mano con alto estándar técnico. De modo que actualmente, ejecuta tres proyectos en construcción desarrollados íntegramente por su equipo. 

“Contamos con recursos humanos altamente especializados y una flota propia de equipos pesados, hincadoras y vehículos que nos permiten responder con rapidez y eficiencia”, indica Tzarovsky, y precisa que su capacidad operativa permite abordar hasta 100 MW en proyectos simultáneos.

Además de fortalecer su participación como EPCista, Ambiente y Energía avanza en el desarrollo de tecnologías complementarias. Entre ellas, se destaca la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías que complementen sus plantas fotovoltaicas y permitan estabilizar y optimizar el uso de la red.

La visión es anticiparse a los desafíos de una matriz energética cada vez más demandante, con requerimientos de continuidad y confiabilidad. En ese sentido, el almacenamiento se presenta como una herramienta estratégica clave para garantizar energía renovable continua y competitiva en el futuro. 

Desafíos estructurales y oportunidades de mercado

Si bien la compañía tiene el objetivo de desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período, la evolución del mercado fotovoltaico argentino enfrenta cuellos de botella que limitan su potencial inmediato. 

“Los desafíos son claros: limitaciones en el acceso al SADI por falta de infraestructura, necesidad de innovar en regulaciones y lograr estabilidad macroeconómica para acceder a financiamiento competitivo”, planteó Tzarovsky.

Sin embargo, el contexto también presenta señales positivas. El MATER se consolida como una plataforma atractiva para nuevos proyectos, la demanda energética crece y las tecnologías emergentes —como la electromovilidad y la inteligencia artificial— impulsan el consumo eléctrico.

Con este diagnóstico, la estrategia de la empresa para los próximos años incluye no solo expandir su cartera de proyectos, sino también afianzar su rol como generador independiente, capitalizar oportunidades de financiamiento con socios estratégicos y acelerar la transición tecnológica en sus plantas.

La entrada Ambiente y Energía acelera su estrategia solar en Argentina con más de 400 MW solares proyectados se publicó primero en Energía Estratégica.

Canadian Solar visualiza en el mercado peruano un terreno fértil para desarrollar proyectos de almacenamiento, en especial a partir de la implementación de la nueva normativa PR20, que exigirá complementar proyectos renovables con sistemas de baterías a partir de 2028.

En el marco del Panel 5 de FES Perú, titulado “Nuevas tendencias en el sector energético peruano: Grandes proyectos renovables para una matriz cada vez más competitiva”, Franco Postigo, Sales Manager de Canadian Solar, sostuvo que el contexto local es muy favorable para inversiones.

“Veo muchos extranjeros, cosa que no había visto en otros eventos. Se traduce en que en Perú hay un gran potencial para este tipo de proyectos”, manifiestó.

Uno de los puntos centrales destacados por Canadian Solar es la publicación de la PR20, una nueva regulación técnica que introduce el concepto de “inercia sintética” para sistemas renovables conectados a red. Esta exigirá la integración de baterías en proyectos eólicos y solares, para asegurar estabilidad ante perturbaciones del sistema.

“Ya proyectos eólicos y solares no van a estar aislados, sino que van a tener que estar complementados técnicamente con baterías”, afirmó Postigo. Y cabe recordar que la norma regirá para los proyectos que se ejecuten a partir de 2028.

Desde la compañía, anticipan este escenario: “Queremos estar preparados para poder administrar este tipo de equipos, de manera que ya no se vea solamente un parque fotovoltaico aislado, sino que se vea un ecosistema en conjunto”, añadió el ejecutivo.

A su vez, resaltó que la señal regulatoria debe ser acompañada por incentivos financieros claros. “Es necesario que esta regulación técnica sea remunerada, que haya mecanismos claros de remuneración, de manera que la batería no sea solo un complemento técnico, sino también un activo atractivo para el inversionista”, explicó.

Expectativas de mercado y estrategia regional

En base a este nuevo marco regulatorio y la demanda creciente, Canadian Solar proyecta un cambio de perfil en los pedidos del mercado. “Ya no solamente piden módulos, sino módulos y batería”, indicó Postigo. A partir de esto, estima que el 2026 será un año de puntos y cotizaciones, para que durante 2027 se construya y en 2028 entre en operación el nuevo parque de almacenamiento bajo PR20.

“Pienso yo que el mercado tiene confianza. El sistema de almacenamiento de baterías se va a tener que exigir a corto o mediano plazo”, aseguró.

La compañía observa además una reducción significativa en los costos de sistemas de almacenamiento: “Antes, para hacer un peak shaving, el costo de la batería era el doble o tres veces lo que hoy en día es”, comentó el ejecutivo. Esta mejora ha generado una creciente demanda de cotizaciones para proyectos con baterías: RP, industrias sintéticas, e incluso clientes industriales.

En respuesta a esta evolución, Canadian Solar ha reforzado una estrategia de oferta integral. “No solamente estamos ofreciendo paneles, sino presentamos una propuesta en conjunto: panel, inversor y baterías, y nos vamos un poco más allá”, sostuvo Postigo.

La firma se posiciona como proveedor a lo largo de toda la cadena de valor: desde el suministro de tecnología hasta la construcción, operación, mantenimiento y financiamiento de los proyectos. “Tenemos la capacidad de construir el proyecto, dar la operación y mantenimiento, presentar algún esquema de financiamiento que le haga sentido al cliente”, detalló el Sales Manager.

Este enfoque apunta a respaldar tanto a desarrolladores como a EPCistas, desde la etapa de ingeniería hasta la implementación. “Nosotros vamos a aportar mucho más que el suministro”, remarcó.

El ejecutivo también abordó la guerra de precios que atraviesa el sector, con fuerte presión desde fabricantes chinos. Sin embargo, la competencia en eficiencia sigue firme. “Siempre hablamos de incremento de eficiencia, que no va a parar. Esto va a seguir dándose”, expresó. En ese marco, destacó la importancia de diferenciarse: “Hay que ver la forma de poder dar una propuesta de valor, algo distinto”.

Canadian Solar se prepara para capitalizar el nuevo marco regulatorio peruano, apostando por una solución completa de almacenamiento, ingeniería, EPC y financiamiento. “Queremos acompañar la transición energética en Perú”, concluyó Postigo.

La entrada Canadian Solar apuesta por almacenamiento y EPC en Perú ante nueva regulación y la PR20 se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del ciclo de encuentros “Energía Presidencial”, asociaciones gremiales del sector energético –AGN, Empresas Eléctricas AG, Generadoras de Chile, y Asociación de Transmisoras de Chile- sostuvieron una reunión con el equipo programático de la candidata Evelyn Matthei, instancia en la que se expusieron los principales ejes de su propuesta energética y se intercambiaron visiones sobre los desafíos que enfrenta el sector.    

Entre los temas abordados, se destacó la necesidad de fortalecer la seguridad del suministro energético, modernizar y expandir la infraestructura de transmisión para habilitar más energías renovables, y revisar el modelo de distribución con foco en desempeño, eficiencia y adaptación tecnológica. Asimismo, se subrayó la relevancia de contar con una institucionalidad robusta, un marco regulatorio moderno y condiciones que impulsen la inversión, el almacenamiento y la incorporación de nuevas tecnologías que fortalezcan la seguridad del sistema, junto a otros temas prioritarios para el desarrollo del sector.

Carlos Cortés Simon, presidente ejecutivo de AGN, sostuvo que “la evolución energética de Chile exige responsabilidad y visión de largo plazo. El gas natural cumple un rol esencial, tanto para asegurar la continuidad del suministro eléctrico como al ofrecer una alternativa más limpia y eficiente para los hogares, industria y comercios. La diversificación entre gas argentino y el gas que llega a Chile por barcos, junto con los gases verdes que ya se integran a nuestras redes, fortalece la resiliencia y sostenibilidad de nuestro sistema energético”.

Por su parte, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, destacó la importancia de modernizar el sistema de distribución eléctrica para acompañar los desafíos de la transición energética, valorando que se ponga énfasis en la modernización del sistema de distribución: «Es urgente avanzar hacia un modelo que incentive la inversión, mejore los indicadores de calidad de servicio y permita integrar nuevas tecnologías».

«La distribución es el eslabón más cercano a las personas, y su fortalecimiento es clave para garantizar un suministro seguro y eficiente en beneficio de todos los hogares del país”, añadió.

En materia de transmisión, Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, subrayó la magnitud del reto que enfrenta el país: “Tenemos el gran desafío de más que duplicar la capacidad de transmisión de aquí al año 2040. Solo eso permitirá que Chile aproveche sus condiciones naturales para el desarrollo de energías limpias. Para lograrlo, se requiere visión de Estado y colaboración público-privada, no solo para acelerar la ejecución de nuevos proyectos, sino también para modernizar la infraestructura existente”.

Finalmente, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile, destacó la importancia de modernizar la institucionalidad y el marco regulatorio para acompañar la transición tecnológica y el nuevo contexto del mercado eléctrico: “Propusimos tres ejes fundamentales para avanzar hacia una transición energética segura y sostenible: una institucionalidad moderna, capaz de anticipar riesgos y otorgar certezas a la inversión; un sistema más seguro y resiliente, sustentado en reglas simples y coherentes que acompañen la innovación; y una regulación actualizada que promueva un mercado de ofertas competitivo e integre eficazmente el almacenamiento”.

En tanto, desde el comando de Evelyn Matthei, el encargado del equipo de energía, Carlos Barría, valoró el diálogo con los gremios y destacó el rol estratégico del sector energético para el desarrollo del país, señalando además los cuatro ejes de acción que propone el programa de la candidata para abordar los desafíos de la industria: “Valoramos este espacio de diálogo con los gremios energéticos, porque el sector debe recuperar el liderazgo que siempre ha tenido en el desarrollo nacional.

En este sentido, desde el comando hemos definido líneas de trabajo clave: fortalecer la institucionalidad y coordinación del sector; modernizar las redes eléctricas para mayor seguridad y tarifas razonables; impulsar la electromovilidad, el hidrógeno verde y la electrificación industrial; y simplificar la regulación para acelerar inversiones con estándares altos. Chile necesita planificación, certeza y liderazgo para recuperar su dinamismo energético y económico”.

La entrada Gremios energéticos de Chile plantean al equipo de Matthei fortalecer la inversión y la institucionalidad del sector se publicó primero en Energía Estratégica.

La Ley de Movilidad Sostenible es la clave para el desembolso de 10.000 millones de euros procedentes de los fondos europeos NextGenerationEU y una deuda pendiente desde 2021.

Según ha dado a conocer Mobility Portal Europe, la norma salió adelante el pasado miércoles con 174 votos a favor, 170 en contra y cuatro abstenciones, gracias a un acuerdo de última hora entre el Ejecutivo y Podemos.

La votación reflejó la fragilidad política de la coalición. Las negociaciones se intensificaron en las horas previas para asegurar el apoyo de los diputados de Ione Belarra, que finalmente accedieron tras pactar con el Ministerio de Transportes reforzar los criterios medioambientales en la ampliación del aeropuerto de El Prat.

El ministro Óscar Puente aclaró que el pacto “no altera los plazos previstos en el DORA III”, pero refuerza “los parámetros ambientales de un proyecto que será ejemplo para España y Europa”.

Desde Sumar, Ernest Urtasun calificó los cambios como “marginales”, mientras que Junts insistió en que “los plazos no varían” y que “la decisión sobre El Prat compete a los catalanes”.

La jornada parlamentaria estuvo marcada por giros imprevistos: la ausencia del diputado del PP Guillermo Mariscal y un error en el voto telemático del parlamentario del PNV Mikel Legarda mantuvieron la incertidumbre hasta el final.

Finalmente, el pacto con Podemos allanó el camino. El acuerdo obliga a que cualquier proyecto para El Prat cumpla con los objetivos de reducción de emisiones de la Directiva europea Fit for 55, que fija una rebaja del 55 % para 2030 y la neutralidad climática para 2050.

Un marco legal para la descarbonización y la digitalización

La norma crea el Sistema General de Movilidad Sostenible, que articulará las políticas nacionales, regionales y locales, y nuevos instrumentos como el Espacio de Datos Integrado de Movilidad, el Foro Territorial de Movilidad Sostenible y el Consejo Superior de Movilidad Sostenible.

El objetivo es consolidar un marco de coordinación y transparencia entre administraciones que facilite la toma de decisiones basada en datos y favorezca la eficiencia del gasto público.

Asimismo, el Documento de Orientaciones para la Movilidad Sostenible servirá de guía para la planificación y gestión del transporte, reforzando la cooperación interadministrativa y la coherencia de las políticas públicas.

El texto refuerza el papel del transporte colectivo mediante la creación del Fondo Estatal de Contribución a la Movilidad Sostenible, destinado a financiar los servicios urbanos de pasajeros.

Las ciudades deberán fomentar la movilidad activa, la intermodalidad y el uso de vehículos cero emisiones, así como regular la introducción de los vehículos automatizados.

En caso de episodios de alta contaminación, las autoridades podrán restringir la circulación o el acceso a determinadas vías por motivos medioambientales.

Etiquetas medioambientales y renovables

En el plazo de doce meses desde su entrada en vigor, el Gobierno actualizará las etiquetas ambientales de la DGT, incorporando las emisiones de CO₂ como nuevo criterio de clasificación.

También deberá presentar disposiciones para incrementar la proporción de energías renovables en el transporte y reducir su intensidad contaminante.

Una ley que reconoce el derecho a la movilidad sostenible

Más allá de las tensiones políticas, la nueva ley representa un hito normativo: por primera vez, se reconoce el derecho de las personas a una movilidad sostenible, enmarcado en una futura Estrategia Estatal contra la Pobreza de Transporte.

El texto establece que las empresas con más de 200 trabajadores —o 100 en turnos— deberán implantar planes de movilidad sostenible y disponer de puntos de recarga eléctrica en sus instalaciones.

Los grandes centros de actividad (como polígonos industriales) deberán aprobar planes similares y revisarlos cada cinco años, mientras que los municipios de entre 20.000 y 50.000 habitantes tendrán seis años para dotarse de uno.

Según Transport & Environment (T&E), esta ampliación es “positiva pero insuficiente”, ya que casi el 60 % de los desplazamientos laborales se realizan en coche privado y el país cuenta con 2,9 millones de pymes que quedan fuera del alcance de la medida.

Aun así, la organización celebra la norma como una “oportunidad real para reducir las emisiones del transporte”, mejorar la salud pública y avanzar hacia la neutralidad climática de 2050.

Además, el Gobierno deberá aprobar en un plazo máximo de tres meses un Plan Nacional de Renovación del Parque Automovilístico, un punto que ha sido celebrado por las principales asociaciones del sector.

Faconauto ha valorado positivamente la inclusión de este plan en la LMS, considerándolo un “punto de inflexión” en la política de movilidad española.

La patronal de concesionarios destaca que la renovación del parque es una herramienta “estructural” para reducir emisiones, reforzar la seguridad vial y dinamizar la industria, y que complementa los planes de electrificación con una visión “realista, inclusiva y tecnológicamente neutra”.

En su comunicado, la organización recordó su experiencia en la gestión de incentivos como el programa Reinicia Auto+ y reiteró su disposición a colaborar con el Gobierno para garantizar una implementación ágil y homogénea del nuevo plan.

“Renovar el parque no solo es una medida medioambiental, también social y económica”, subrayan.

Por su parte, la Asociación Nacional de Vendedores y Reparadores de Vehículos (Ganvam) celebró que la ley reconozca la movilidad como derecho social, y pidió diseñar una estrategia de renovación “eficaz y accesible” para todos los niveles de renta.

Su presidente, Javier Barea, recordó que más del 60 % del parque automovilístico español supera los 10 años, y abogó por recuperar el espíritu del Plan Prever, que en su momento permitió achatarrar 3,3 millones de vehículos antiguos.

“Una movilidad verdaderamente sostenible debe ser accesible y asequible para todos los ciudadanos”, señaló Barea, destacando que las políticas de renovación deben garantizar una transición inclusiva hacia la descarbonización.

El reto del transporte de mercancías

En materia logística, el Ministerio de Transportes elaborará un plan de autopistas ferroviarias para impulsar el traslado del transporte de mercancías desde la carretera al tren.

Se prevé un sistema de bonificaciones a los cánones ferroviarios y un programa de apoyo al transporte de mercancías, orientado a mejorar la competitividad, la eficiencia energética y la innovación del sector.

El Ejecutivo deberá aprobar en el plazo de un año los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero hasta 2030, además de presentar un estudio sobre la recuperación de los trenes nocturnos y acelerar el despliegue de puntos de recarga eléctrica en carreteras y estaciones de servicio.

Más información en https://mobilityportal.eu/

La entrada Aprobada la Ley de Movilidad Sostenible en España: entre tensiones políticas y el desafío de transformar el transporte se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow aprovechó su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú 2025 para dejar un mensaje contundente al sector energético nacional: la tecnología de almacenamiento ya está lista para operar durante dos décadas, con respaldo técnico, eficiencia integrada y soporte postventa. La compañía presentó su línea PowerTitan 3.0, una solución diseñada para maximizar el rendimiento de los sistemas BESS en condiciones reales de operación.

“Estamos ofreciendo contratos de mantenimiento a 20 años para nuestros sistemas de almacenamiento. Esto demuestra que confiamos en nuestra tecnología y que queremos acompañar el crecimiento del mercado peruano en el largo plazo”, manifestó Jorge Alvarado, Key Account Manager de Sungrow, durante el Panel 3 del evento.

El directivo remarcó que esta propuesta no solo implica garantía, sino también una estructura pensada para minimizar el OPEX del cliente: sistemas modulares, con todos los componentes en un solo contenedor, “plug and play, con menos ingeniería en sitio y menos horas-hombre”, precisó.

La solución presentada —incluida en el PVBook de la compañía— ofrece distintas configuraciones para atender necesidades específicas: desde sistemas de 1 MWh a 5 MWh por contenedor, con niveles de integración que reducen tiempos de instalación y optimizan el uso del espacio.

“Todo viene listo para operar: inversores, baterías, sistema HVAC y controladores. Esto permite garantizar estabilidad, reducir costos y acelerar la ejecución”, detalló Alvarado.

Además, la empresa diferenció su propuesta de los esquemas clásicos de EPC (Engineering, Procurement and Construction). En lugar de delegar, Sungrow asumió directamente el mantenimiento con contratos de largo plazo, lo que le permitió garantizar el desempeño técnico, gestionar repuestos y reducir los riesgos de obsolescencia.

Modelo híbrido, competitividad y contexto peruano

César Sáenz, Latam Utility & ESS Manager de Sungrow, también participó de FES Perú y reforzó la visión de la compañía al explicar que los proyectos híbridos —combinando fotovoltaico y almacenamiento— son los más rentables bajo las condiciones actuales del mercado.

“El LCOE de un proyecto híbrido hoy es más competitivo porque hay más control sobre los costos y las decisiones técnicas”, afirmó Sáenz. Esto permitió a los desarrolladores optimizar sus inversiones desde la etapa de planificación, sin depender exclusivamente de las condiciones del mercado spot o contratos PPA rígidos.

El ejecutivo también destacó que Sungrow buscó adaptar sus soluciones al contexto normativo y comercial de cada país, y Perú, con la reciente Ley 32249, se perfiló como un escenario favorable para el despliegue de proyectos a gran escala que integren almacenamiento desde el inicio.

Ambos ejecutivos coincidieron en que Perú representa un mercado estratégico en expansión, donde la demanda energética y la transición a fuentes limpias abrirán espacio para nuevos actores, tecnologías y modelos de negocio.

“La aprobación de la Ley 32249 es una señal muy importante para todo el sector. Desde Sungrow, ya estamos listos para responder con tecnología confiable, contratos robustos y presencia local”, concluyó Alvarado.

Con propuestas tecnológicas avanzadas y una política comercial orientada al servicio de largo plazo, Sungrow dejó en claro que no busca solo vender equipos, sino construir relaciones duraderas con los desarrolladores y garantizar la estabilidad de la red en la era solar andina.

Reviva el Future Energy Summit Perú:

La entrada Sungrow asegura respaldo por 20 años para almacenamiento en el Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

América Latina y el Caribe tienen condiciones inigualables para liderar la transición energética global, tanto por su matriz eléctrica altamente limpia como por su creciente peso en la agenda internacional. Así lo sostuvo Espen Mehlum, Head of Energy del World Economic Forum, en entrevista con Energía Estratégica durante la X Semana de la Energía.

“Es una región que tiene la matriz eléctrica más limpia del mundo, con un 70% de renovables en la generación eléctrica”, precisó Mehlum. Países como Uruguay ya alcanzan un 99% y Brasil se aproxima al 90%, cifras muy por encima de los promedios globales.

Desde esta posición de ventaja, el desafío ahora es consolidar ese liderazgo. “Para avanzar al siguiente nivel, se necesita atraer más inversiones y asegurar que el modelo de negocio sea sólido para las empresas”, explicó. El contexto regional, sin embargo, es dispar: “Cada país tiene diferentes costos de capital, mercados energéticos y estructuras regulatorias”, por lo que la estrategia debe ser adaptada a cada caso.

En este sentido, Brasil apareció como un país clave. “Es un mercado enorme y con condiciones para atraer inversión. Pero no es el único. Hay otros países bien posicionados para avanzar también”, señaló el directivo del WEF.

Una región que debe acelerar el ritmo

El World Economic Forum publica anualmente el Global Energy Transition Index, donde evalúa a 118 países en 43 indicadores relacionados con sostenibilidad, seguridad, acceso, políticas, infraestructura, financiamiento y capital humano. “Brasil figura entre los mejores posicionados del mundo”, destacó Mehlum. Sin embargo, el avance general de la región se ha estancado. “Ahora es el momento de empujar la transición con fuerza y de forma integral”, advirtió.

Para el ejecutivo, la transición no depende únicamente del porcentaje de energía limpia, sino también de la capacidad institucional para sostenerla en el tiempo. Políticas claras, marcos regulatorios estables, inversión en talento y tecnología son fundamentales. “¿Tenés el capital humano que se necesita? Esa es una pregunta clave”, planteó.

Otro de los pilares es la cooperación global. “La energía es un tema global. Hay mercados de combustibles, de electricidad y de tecnología que ya están interconectados”, explicó. Por eso, el diálogo entre regiones y el intercambio de políticas públicas son esenciales, tanto para aprovechar sinergias como para abrir nuevos mercados.

Uno de los temas emergentes es el almacenamiento energético. “Es clave para dar estabilidad y flexibilidad al sistema, y para aumentar el valor de las renovables”, afirmó. Aunque las baterías son una opción, también mencionó la hidroelectricidad como forma de almacenamiento eficaz y flexible.

“Lo importante es desarrollar estas capacidades y crear incentivos para que las empresas inviertan en ellas”, apuntó. Como ejemplo, citó el caso de Uruguay, que con una matriz casi totalmente renovable ha logrado una operación eficiente sin depender fuertemente del almacenamiento, gracias a una diversificación de fuentes y una buena interconexión regional.

Finalmente, Mehlum destacó que Brasil está jugando un papel internacional cada vez más relevante. “Han organizado el G20, la COP y lanzado la Coalición Global para la Planificación Energética. Es un ejemplo claro de liderazgo desde la región”, sostuvo. Y concluyó: “El sistema energético global está cambiando. Este es un momento decisivo para que los países latinoamericanos avancen desde una posición de fortaleza”.

La entrada Con 70% de renovables, América Latina se posiciona para atraer inversión global se publicó primero en Energía Estratégica.

Grenergy celebró la ceremonia de colocación simbólica de la primera piedra de la planta híbrida de generación y almacenamiento Monte Águila, situada en El Cabrero, en la Región del Biobío. 

Al acto han asistido el ministro de Hacienda, Nicolás Grau; el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García; el ministro de Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo; el delegado presidencial regional del Biobío, Eduardo Pacheco; el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman; el alcalde de Cabrero, Yusef Sabag Araneda; además de representantes del sector energético, comunidades locales, trabajadores e invitados especiales.

Monte Águila contempla una inversión cercana a los 300 millones de dólares y contará con una capacidad instalada de 340 MW de energía solar, acompañada por un sistema de almacenamiento en baterías de 960 MWh. La energía generada será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de la línea de transmisión Santa María–Charrúa, para lo cual se construirá la infraestructura necesaria, incluyendo dos torres eléctricas. Se prevé que la planta esté conectada a principios de 2027.

La planta híbrida de Monte Águila forma parte de la plataforma Oasis Central, impulsada por Grenergy en la zona centro de Chile. Esta plataforma contempla una capacidad proyectada de 1,1 GW de energía solar y 3,8 GWh de almacenamiento, e incluye cinco proyectos: Tamango (Maule), Teno (Maule), Planchón (Maule), Monte Águila (Bío Bío) y Sol de Caone (Maule). El desarrollo se estructura en cinco fases planificadas, todas con fecha de operación prevista para 2027.

Todas las fases ya cuentan con acuerdos de compra de energía (PPAs), incluyendo el primer PPA base load —de suministro continuo 24/7— firmado con Codelco, la empresa estatal chilena y principal productora de cobre a nivel mundial.

Por su parte, el ministro de Hacienda, Nicolás Grau señaló que “estamos muy contentos porque esto es más inversión y más empleos de calidad. La inversión en Chile se está acelerando —este año crecerá más de un 5%—, impulsada principalmente por la minería y la energía. Y lo que vemos hoy en el Biobío es justamente eso: proyectos que combinan energía verde, desarrollo industrial y oportunidades para la región. Nuestro compromiso como Gobierno es seguir impulsando este tipo de iniciativas, que generan empleo, competitividad y dignidad para las personas.”

Asimismo, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, destacó esta nueva obra: “Monte Águila forma parte de los proyectos que impulsamos mediante el Plan de Fortalecimiento Industrial, y colocar hoy su primera piedra es una excelente noticia para la región. Biobío tiene el potencial de consolidarse como un polo estratégico en la producción de energías renovables, y como Gobierno estamos comprometidos a acelerar ese proceso, fortaleciendo el empleo y dinamismo económico para las comunidades locales”.

También, el ministro del Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo, expresó que «Estamos muy contentos por estar hoy día colocando la primera piedra de esta planta fotovoltaica, que es parte también de los objetivos priorizados del Plan de Industrialización de la región del Biobío. Contentos también porque en el momento en que se desarrollen las faenas de construcción de la planta se van a generar cerca de mil puestos de trabajo, entre puestos directos e indirectos, y posteriormente va a poder seguir dando oportunidades laborales con puestos de trabajo calificados, que además en un desarrollo que contribuye también a la reconversión de energías renovables para el país”.

Oasis Central tiene como objetivo replicar el exitoso modelo de hibridación desarrollado por Grenergy en Oasis de Atacama, una de las plataformas de baterías más grandes del mundo y la primera en Latinoamérica, ubicada en el norte de Chile. Este proyecto cuenta con una capacidad proyectada de 2 GW y 11 GWh de almacenamiento, y se espera que esté finalizado en 2027, con una inversión total estimada de 2.000 millones de euros. 

El éxito de Oasis de Atacama se refleja en el interés que ha despertado entre grandes inversores internacionales como CVC y KKR, así como en el respaldo de 12 importantes bancos internacionales que ya han participado en su financiación.

La entrada Grenergy coloca la primera piedra de la planta híbrida Monte Águila en la Región del Biobío se publicó primero en Energía Estratégica.

La quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia tendrá lugar los días 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los referentes más importantes de las energías renovables. Las entradas para participar de los espacios de networking y análisis técnico ya están disponibles haciendo click aquí. Quienes lo deseen podrán seguirlo en vivo por el canal de YouTube de FES.

Entre los debates más esperados, destaca el panel titulado “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, que pondrá sobre la mesa los retos y definiciones que marcarán el rumbo de la transición energética en la próxima década.

Participarán figuras clave de la institucionalidad y la regulación nacional: Natalia Gutiérrez, presidenta ejecutiva de ACOLGEN; Antonio Jiménez Rivera, comisionado de la CREG; Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía; Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, directora ejecutiva del FENOGE; y Nicolás Rincón Munar, director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP.

El debate llega en un momento en que Colombia redefine su marco regulatorio eléctrico. Con la CREG trabajando en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, con subastas de energía a la vista, la discusión se centrará en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema.

El comisionado Antonio Jiménez Rivera aportará la visión técnica del regulador en torno a los nuevos instrumentos para incentivar la flexibilidad y la entrada de tecnologías renovables sin comprometer las señales de inversión.

También se abordará cómo evolucionarán los servicios complementarios y las señales tarifarias frente a la creciente participación de sistemas distribuidos y baterías.

Por su parte, Natalia Gutiérrez, al frente de ACOLGEN, representará la visión de los generadores que sostienen la firmeza del sistema eléctrico. Desde el gremio, ha señalado la necesidad de mantener claridad y predictibilidad regulatoria para asegurar la inversión en capacidad firme, en un contexto de transformación tecnológica y creciente penetración renovable.

Otro eje central del panel será el financiamiento de la transición energética, donde el FENOGE cumple un papel estratégico. Su directora, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, expondrá las líneas de trabajo del Fondo para expandir la eficiencia energética, el almacenamiento distribuido y la autogeneración comunitaria, con foco en cerrar las brechas sociales y territoriales de acceso a energía limpia.

El Departamento Nacional de Planeación (DNP), a través de Nicolás Rincón Munar, aportará una mirada de largo plazo: cómo se integran las metas de descarbonización con la infraestructura eléctrica, los instrumentos de inversión pública y los compromisos climáticos que el país asumió a 2030.

En esa intersección entre regulación, financiamiento y planificación, el ex ministro Amylkar Acosta invitará a reflexionar sobre la coherencia de las políticas energéticas, la articulación entre el Ministerio, la CREG y los actores privados, y la necesidad de que la transición sea también una oportunidad de desarrollo económico y social.

CONSEGUÍ TU ENTRADA

Un espacio para definir el rumbo

FES Colombia se consolida como una plataforma clave para analizar el presente y proyectar el futuro del sector energético nacional. En esta edición, el debate se centrará en cómo armonizar regulación, política pública e inversión privada para garantizar un sistema competitivo, flexible y sostenible frente a la creciente demanda y la presión climática.

A lo largo de los dos días, los presentes podrán encontrarse y dialogar con altos ejecutivos, directores técnicos, inversionistas y representantes de asociaciones del sector eléctrico, de generación solar y eólica, almacenamiento, hidrógeno y movilidad sostenible.

Empresas líderes en innovación, digitalización, soluciones de red y desarrollo de proyectos —junto a fondos de inversión y plataformas tecnológicas— compartirán su visión sobre los desafíos y oportunidades que marcarán la próxima década de la transición energética en la región.

Entre ellas destacan referentes como Patria Investments, Ecoener, JA Solar, Sungrow, Trina Solar, Vatia, CTG Latam, Ecopetrol, Atera, EDF Power Solutions, Risen, ZN Shine Solar, Ventus y Terpel Sunex, cuyos directores y gerentes aportarán perspectivas sobre financiamiento, tecnología, almacenamiento y expansión regional de las energías renovables.

CONSEGUÍ TU ENTRADA

La entrada FES Colombia: Las principales autoridades del país debatirán el horizonte renovable 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.