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La política energética mexicana mantiene desde 2021 el mismo nivel de exigencia para el cumplimiento de los certificados de energía limpia (CELs): 13.9%. Aunque el instrumento sigue vigente y activo, el especialista Alberto Campos, Manager Energy Supply en Trio Advisory México, advierte que este porcentaje ya es insuficiente para acompañar la demanda y las oportunidades del país en materia renovable.

“El 13.9% ya se quedó muy corto. Definitivamente necesitamos incrementarlo”, afirmó Campos en contacto con Energía Estratégica. Según sus estimaciones, el nuevo porcentaje debería ubicarse entre el 17% y el 25%, dependiendo de las condiciones del sistema y de quiénes tengan derecho a recibir CELs.

Campos explicó que, tras la reforma de marzo de 2025, se eliminó la diferenciación de proyectos por fecha de operación, lo que permite que todos —sin importar cuándo iniciaron— puedan acceder al beneficio. Esto aumenta el volumen de certificados disponibles, y exige elevar la obligación para que el instrumento mantenga su capacidad de incentivar nuevas inversiones.

“Si cualquiera puede recibir certificados, tenemos que incrementar el requisito, porque hay una mayor cantidad de CELs y si lo que queremos es promover nuevas tecnologías, sí tenemos que subirlo”, planteó.

En la actualidad, el sistema de CELs sigue operando, con transacciones activas y presencia habitual en los contratos de suministro calificado. Sin embargo, Campos señaló que “el mercado es opaco y con poca trazabilidad”, lo cual representa una barrera tanto para compradores como para inversores.

“La trazabilidad dentro de los certificados solamente se puede ver dentro del sistema, y solo la Comisión Nacional de Energía puede acceder a ella. Sería adecuado que el sistema permitiera ver qué tecnología estás cancelando y en qué año se generó”, propuso, ya que esa información resulta clave para las empresas que buscan reportar sus avances en reducción de emisiones.

A pesar de esa limitación, los CELs siguen circulando activamente, aunque con gran variabilidad en los precios. “Los veo en 8 dólares, a veces en 6, otras en 12 o 15. Hay un rango demasiado amplio”, aseguró Campos. Según el ejecutivo, falta transparencia en los valores de mercado, lo que dificulta la planificación de los proyectos.

“Cuando se diseñó el sistema, se pensaba que uno pudiera ver a qué precios se estaban vendiendo los certificados para tener una mayor referencia. Eso todavía no sucede”, señaló, al tiempo que subrayó que una mayor apertura de datos generaría señales claras para la inversión privada.

En ese sentido, Campos considera que el sistema podría volverse una herramienta más poderosa si se mejora su trazabilidad y si se incrementa el requisito mínimo. “Soy un fiel creyente de los CELs. Es un buen instrumento para atraer nuevos proyectos de generación”, destacó.

Actualmente, los CELs incluyen tecnologías como nuclear o cogeneración, que no siempre son útiles para los compromisos de neutralidad de carbono de las empresas. Aun así, Campos visualiza una oportunidad: “Si se les da trazabilidad, podrían funcionar como instrumento para comprobar neutralidad de carbono, si provienen de energía solar, eólica o incluso maremotriz”, proyectó.

De hecho, varias compañías globales instalan operaciones en el país con la condición de poder consumir energía renovable local. Por eso, fortalecer el sistema nacional de CELs evitaría recurrir a certificados internacionales como los IRECs. “Si el país ofrece un instrumento viable, envía señales al exterior de que se puede cumplir con esos objetivos desde México”, remarcó.

El camino para reforzar el sistema, sin embargo, depende de nuevas definiciones normativas. Según Campos, el Gobierno está enfocado en publicar los reglamentos de la reforma energética aprobada en marzo, pero se espera que en 2026 ya estén listos los nuevos requisitos.

En paralelo, el Ejecutivo federal ha dado señales de mayor apertura al sector privado, especialmente tras habilitar solicitudes de permisos entre 0.7 y 20 MW. Para Campos, esto marca una proyección favorable para las renovables, siempre que se mantenga la claridad regulatoria.

“Uno de los objetivos de los CELs era modificar la matriz energética e incluir nuevas tecnologías. No se puede eliminar el gas natural, pero sí tener opciones alternativas”, concluyó.

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Un conjunto de diputadas y diputados de Argentina presentaron el proyecto de ley para prorrogar el régimen de fomento a las energías renovables destinadas a la producción de energía eléctrica (Ley N° 27191).

Tal como adelantó Energía Estratégica días atrás (ver nota), los legisladores proponen extender por 20 años la estabilidad fiscal para las renovables en el país, a fin que la continuidad de la normativa vigente permita la transición energética local por parte de diversos sectores de la economía.  

“El acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía incluidas en el artículo 4º de la ley 26.190, modificado por la ley 27.191, no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2045”, detalla la iniciativa. 

“Resulta imprescindible asegurar la continuidad de las condiciones que, en los últimos años, han favorecido el desarrollo de proyectos de inversión de largo plazo. Ello permitirá no solo sostener el dinamismo alcanzado, sino también incentivar el desarrollo futuro de nuevos proyectos y reducir a la mínima expresión el impacto de tributos que afecten el costo de un bien con tutela federal como lo es la energía eléctrica”, agrega. 

Sin embargo, un punto que no está presente en el proyecto de ley es la ampliación de los objetivos de participación renovable en la cobertura de demanda eléctrica (actualmente la meta está fijada en 20% al 31 de diciembre de 2025).

¿Por qué? Según explicó previamente Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, “el sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas”, sino que  solo que no se impongan más impuestos que los actuales”.

Además, el documento elimina que los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y grandes demandas clientes de las distribuidoras contraten la compra de energía renovable a través de CAMMESA, conforme a la decisión del Poder Ejecutivo.

“Se trata de una propuesta de modificación coherente con los lineamientos de desregulación y modernización del mercado eléctrico reseñados previamente”, agrega el documento el documento lleva la firma de 20 diputadas y diputados (casi un 8% de la Cámara Baja del Congreso) de distintas provincias de Argentina, aunque en su mayoría del bloque político del PRO (Propuesta Republicana). 

¿Qué opina el sector? 

Para la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de la Industria Renovable (CEA) resulta muy importante que se brinde señal de estabilidad fiscal y jurídica a largo plazo, que proteja las inversiones ya realizadas y las venideras. 

“El sector tiene un potencial enorme y espera este tipo de señales para seguir creciendo, con apoyo de financiamiento externo genuino, que está listo para venir a Argentina. Gran parte de la infraestructura que necesita el país depende de este tipo de gestos. El nuestro es un sector que no necesita subsidios ni beneficios fiscales, solo estabilidad. No queremos más impuestos al viento ni al sol”, sostuvo Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA. 

Por el lado de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), también celebraron que un artículo defienda la intangibilidad fiscal de los contratos hasta el 2045, a lo que consideraron como “necesario para el mercado”. 

Sin embargo, lamentaron la falta de política sectorial y señales de desarrollo, principalmente por la eliminación de los objetivos de participación renovable, sumado a los nuevos lineamientos energéticos que “deja a las ERNC libradas a una lucha por precio en cada nodo cuando corresponda, sin política que compense e impulse la diferencia de tasa de interés entre proyectos de capital intensivo como las renovables versus térmicas y centrales gasíferas”. 

“Es una iniciativa que pierde la oportunidad de marcar la cancha para que las renovables sigan creciendo, producto de la falta de mecanismos de incentivos, regulación y financiamiento que le dé certidumbre al sector renovable”, apuntó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER. 

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La urgencia de una reforma estructural del mercado eléctrico colombiano y de acelerar la entrada en operación de nuevos proyectos de energías renovables no convencionales se ha convertido en una prioridad inaplazable. El CEO de Óptima Consultores, Alejandro Lucio sostiene que el país debería declarar una emergencia energética, con el objetivo de implementar medidas de manera ágil y sin politización, “sin connotaciones políticas».

Reconoce que la próxima gestión del ministro de Minas y Energía —sin importar el cuadro político— tendrá que enfrentar un escenario “muy complejo que requerirá agilidad, compromiso del sector y foco”.

En diálogo con Energía Estratégica, el consultor explicó que Colombia enfrenta un déficit de energía firme desde este mismo año y que las proyecciones indican que hacia 2026/27 faltarán 2 TWh anuales.

Este volumen exige sumar de forma prioritaria 3.000 MW solares si se pretendiera cubrir exclusivamente con esta tecnología, ya que los retrasos históricos en la eólica onshore, particularmente en La Guajira, varios parques adjudicados hace años siguen sin entrar en operación por problemas de conexión, licenciamiento ambiental y aceptación social, factores que también comprometen la viabilidad de la eólica marina.

“Eso es lo que se necesita garantizar, y ahí está la prioridad”, enfatizó. Sin embargo, Lucio adviertió que la probabilidad de que esa capacidad se instale a tiempo es baja, dadas las dificultades actuales para que los proyectos avancen.

Entre prioridades y anuncios

Lucio considera que medidas como la reciente Circular 073 de 2025 de la UPME —que amplía la lista de bienes y servicios con beneficios tributarios para proyectos de energías renovables, gestión eficiente e hidrógeno— tienen un efecto limitado en la viabilidad inmediata del sistema.

“Es racionalizar procesos y ampliar la base de productos y servicios sujetos a beneficios, algo conveniente, pero no creo que su impacto sea significativo”, afirmó.

En cuanto al lanzamiento de la convocatoria para eólica marina, reconoce que puede generar interés de empresas europeas y chinas, pero advierte que la viabilidad económica es remota y que antes deben resolverse los problemas en proyectos onshore.

“No hemos sido capaces de sacar adelante los eólicos en La Guajira, que debieron entrar en operación hace 3 o 4 años, y ya estamos pensando en offshore sin haber hecho tampoco las reformas sectoriales”, cuestionó.

Para Lucio, distraer recursos y atención en iniciativas con retorno incierto a corto o mediano plazo implica perder de vista la urgencia real: garantizar suministro firme ante el próximo fenómeno de El Niño. “Primero lo primero”, sentenció.

Reformas pendientes desde 2018

El especialista subrayó que el marco regulatorio vigente data de 2006, diseñado para una matriz hidro/térmica que ya no responde a la realidad del sector.

“Hay necesidades identificadas y diagnosticadas desde 2018, de ajustar las reglas del mercado en un obsoleto y que además pierde concentración: más actores, más generación distribuida y autogeneración”, concluyó.

Entre los cambios pendientes, menciona la modernización de los mercados de corto plazo, la actualización de los mecanismos de contratación a largo plazo y la revisión del esquema de confiabilidad, con el fin de facilitar la integración de nueva capacidad renovable.

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La innovación ya no es una opción en el desarrollo de parques solares e infraestructura: es una necesidad clave para reducir costes, aumentar la precisión operativa y asegurar la trazabilidad de los activos. En ese contexto, Above celebrará su evento “Above’s Day” el próximo 10 de septiembre, una jornada virtual y gratuita donde mostrará cómo está redefiniendo los estándares del sector mediante drones, digitalización avanzada y su plataforma exclusiva SolarGain.

Este webinar está diseñado específicamente para profesionales, ejecutivos y empresas del sector energético que buscan optimizar tiempos y recursos en construcción y operación, aplicar soluciones tecnológicas de vanguardia en solar e infraestructura, y conocer herramientas prácticas que ya están marcando la diferencia en la región.

“Queremos mostrar cómo se puede digitalizar un proyecto desde la etapa inicial hasta la operación, con soluciones que combinan precisión aérea, análisis termográfico y trazabilidad digital”, manifiesta Alejandro Cebrián, Sales Manager LATAM & Sur de Europa.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSfjX8uMeNqOrxnodwIQKAdEmsd8CXpCPKs_n5gjcLeLbBJbrQ/viewform

Durante el evento, los asistentes descubrirán cómo la tecnología de Above permite abordar con éxito los grandes retos del sector. Su servicio de mapeo topográfico aéreo entrega modelos digitales de terreno y superficie, ortomosaicos y archivos CAD listos para usar en plataformas como PVsyst o PVcase, incluyendo objetos de sombreado personalizados.

“Nuestro enfoque es reducir los imprevistos desde el diseño, y garantizar que cada decisión se tome con datos reales del sitio”, señala Adrián Cruz, Senior Technical Account Manager LATAM & Sur de Europa.

El webinar también presentará su solución para el monitoreo de avance de obra, que incluye entregables como Final As-Built, control de calidad automatizado y documentación precisa, sin necesidad de visitas presenciales.

Pero el eje central del evento será SolarGain, la plataforma de Above que permite construir una réplica digital y georreferenciada de la planta fotovoltaica, integrando módulos, inversores, cableado, transformadores, cercos y más. Esta herramienta potencia la trazabilidad desde el día uno y mejora significativamente los procesos de commissioning y operación. Además, maximiza la eficiencia y reduce los costes.

“SolarGain centraliza todo el ciclo de vida del activo en una réplica digital dinámica, con trazabilidad completa desde la instalación”, explica Cebrián.

Entre sus principales funciones se destacan el mapeo topográfico y modelado digital del terreno, el monitoreo preciso del avance de obra, las inspecciones termográficas y HD para operación y mantenimiento, y la gestión digital con trazabilidad de activos desde una misma plataforma.

“Podemos detectar hotspots, módulos desconectados o defectuosos con precisión milimétrica, sin interrumpir la operación de la planta”, remarca Cruz.

La cita es el 10 de septiembre, a las 8 h (México), 9 h (Perú y Colombia), 10 h (Chile) y 11 h (Argentina). El evento está dirigido a desarrolladores, EPCs, asset managers y operadores de portfolios solares que buscan implementar innovación real en sus proyectos.

“Lo que ofrecemos no es solo inspección aérea, sino una transformación digital completa que permite tomar decisiones más inteligentes y ágiles”, resume Cebrián.

Above’s Day promete ser una oportunidad única para conocer en detalle cómo las soluciones de la compañía están impactando proyectos reales en la región.

La inscripción ya está abierta: 👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSfjX8uMeNqOrxnodwIQKAdEmsd8CXpCPKs_n5gjcLeLbBJbrQ/viewform

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El gobierno argentino avanza con la transformación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incorporando nuevos lineamientos que buscan asegurar la continuidad operativa del sistema, habilitar la libre contratación y promover señales de precios que reflejen los costos reales de la energía.

Energía Estratégica accedió al borrador de los nuevos lineamientos que se publicarán en los próximos días, donde se detallan reformas estructurales orientadas a redefinir las reglas de juego para generadores, distribuidores y grandes usuarios. 

El documento propone un esquema de abastecimiento flexible y competitivo, acompañado por mecanismos de remuneración ajustados a la realidad operativa del sistema, y que se presenta como una continuidad de la Resolución SE 21/2025, mediante la cual la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT).

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El nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales.

Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.

En este contexto, el sector renovable mantiene su habilitación para participar en el MAT bajo el esquema del MATER, aunque continuará excluido de ofrecer contratos de potencia (se mantiene el criterio del descuento de potencia conforme lo establece la Resolución MEyM N° 281/17).

Además, se redefinirá la Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM, que incluirá a los usuarios residenciales y comerciales, excluyendo a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI). Esta demanda será abastecida mediante la denominada “Generación Asignada”, que incluye contratos vigentes —renovables y térmicos— con combustible asociado, generación hidroeléctrica y nuclear del Estado Nacional, centrales térmicas operadas por ENARSA hasta su privatización, e importaciones gestionadas por CAMMESA.

La prioridad de abastecimiento será la demanda residencial, cuyos costos reflejarán los costos medios totales de la Generación Asignada. Y a su vez, se establecerá como obligación que al menos el 75% de esta demanda esté cubierta mediante contratos, complementando la generación asignada con acuerdos en el MAT.

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Rol del almacenamiento energético

Los nuevos lineamientos incluyen por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento. Estas podrán actuar como demanda —al cargar energía— y como generadores —al descargar—, y recibirán pagos por ambos servicios en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.

El modelo contempla una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), reconociendo la potencia neta real efectivamente disponible para descarga. Este pago será válido siempre que la central tenga al menos cuatro horas de almacenamiento validado. Si la disponibilidad horaria es inferior, la remuneración será proporcional, y en caso de no alcanzar una hora completa, será nula.

Además, las centrales de almacenamiento podrán participar del Mercado a Término, tanto como compradores (durante la carga) como vendedores (durante la descarga), integrando así un nuevo actor flexible en el sistema. Mientras que el despacho será coordinado operativamente con CAMMESA y quedará sujeto al despacho económico.

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Avance hacia la apertura de fronteras energéticas

El esquema propuesto también habilita, por primera vez, la importación y exportación de energía mediante acuerdos bilaterales entre privados, sin necesidad de que las operaciones sean centralizadas. 

Esta medida promueve una mayor integración energética regional, abriendo la puerta a oportunidades comerciales para generadores privados y grandes consumidores, bajo reglas de competencia.

Por otro lado, para garantizar el abastecimiento de mediano plazo, CAMMESA evaluará anualmente la necesidad de incorporar nueva capacidad de generación y, si corresponde, lanzará licitaciones centralizadas por cuenta de los distribuidores o la Secretaría de Energía. Estos contratos podrán incluir energía, potencia o ambas, según la necesidad. 

Y durante la etapa de transición, CAMMESA actuará como garante de pago, siempre y cuando los agentes distribuidores no registren deudas con el Mercado Eléctrico Mayorista al momento de la firma.

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El mercado energético argentino se mantiene expectante ante la inminente adjudicación de 500 MW en sistemas de baterías correspondientes a la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.

Luego de conocerse las propuestas económicas de los 27 proyectos participantes, serán la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) y la Secretaría de Energía de la Nación las encargadas de definir a los adjudicatarios, en un fallo previsto para el próximo 29 de agosto.

En la antesala de esa resolución, Energía Estratégica llevó adelante una simulación de pre-asignación de los proyectos BESS postulados en la licitación. El ejercicio consideró los valores ofertados ajustados tras la aplicación del factor de minoración, así como el impacto nodal y otros parámetros técnicos, utilizando el Modelo de simulación Asignación Convocatoria AlmaGBA, proporcionado por CAMMESA. 

De acuerdo a dicho proceso, la licitación tendría 7 proyectos ganadores por 516,25 MW de capacidad, a un precio promedio ponderado de USD 11336 MWmes (el precio más alto sería de USD 12400 MWmes y el más bajo de USD 10161 MWmes). 

¿Cómo se reparten los sistemas BESS posibles ganadores?

Las compañías adjudicadas serían Central Puerto, Coral Energía, MSU Green Energy, Genneia y Rowing, ya que, tal como anticipó este portal de noticias, fueron las que mejor se posicionaron el mismo día de la apertura de sobres B, debido a los dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes. 

Central Puerto se consolidaría como la gran ganadora dado que lograría la asignación de 205 MW con sus proyectos Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW ); siendo la firma con los precios más competitivos de todo AlmaGBA, por USD 10161 MWmes y USD 11147 MWmes, respectivamente. 

MSU Green Energy también tendría un sistema de almacenamiento de 150 MW asignado, puntualmente con el nombre “BESS Matheu” en la red de Edenor y a un valor ofertado efectivo de USD 11290 MWmes.

Por el lado de Coral Energía, volvería a ser protagonista en una licitación pública tras lo hecho en RenMDI y Generfe en 2023, ya que se adjudicaría 100 MW capacidad de storage con sus proyectos “BESS Parque” (USD 11461 MWmes) y “BESS Pilar” (USD 11979 MWmes), ambos de 50 MW y en el ámbito de Edenor. 

Genneia, la empresa con más capacidad renovable en Argentina, haría lo propio gracias a su propuesta para el sistemas “BESS Maschwitz” de 40 MW en la zona norte del Área Metropolitana de Buenos Aires, a un valor ofertado de USD 12303 MWmes. 

Mientras que Rowing, compañía de ingeniería y servicios industriales que trabaja como contratista de Edesur, completaría el listado ganador con el “BESS AlmaGBA Glew” por 21,25 MW de potencia, a un precio efectivo de USD 12400 MWmes. 

Se abren las puertas a futuras adjudicaciones

La definición oficial de la adjudicación se conocerá el 29 de agosto y, tanto desde el ámbito público como desde el privado, prevalece un clima de optimismo respecto de los resultados de la licitación, por lo que se da por hecho que la totalidad de la capacidad será asignada.

Asimismo, se analiza la posibilidad de que se convoque a un nuevo proceso similar a AlmaGBA, con el objetivo de habilitar más megavatios de almacenamiento en baterías, tomando como referencia el precio promedio obtenido en esta ronda y evaluando la fijación de un valor máximo en una futura licitación BESS.

“Con el doble de potencia ofrecida en relación a la prevista, queda por ver si la Secretaría de Energía se limitará a adjudicar 500 MW o si decidirá avanzar luego con una ronda adicional para proyectos que queden fuera”, adelantaron fuentes consultadas por Energía Estratégica.

En conclusión, si bien aún no existe confirmación oficial sobre una convocatoria complementaria, se considera como una alternativa viable en función de las condiciones de mercado y la competitividad de las propuestas presentadas.

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La firma de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPAs) en Perú atraviesa un momento de consolidación. Impulsados por la volatilidad del mercado spot y por la necesidad de certificar consumos verdes, cada vez más actores privados, en especial, mineras y agroindustria, están apostando por este modelo. Sin embargo, el crecimiento de estos acuerdos enfrenta desafíos como la falta de infraestructura eléctrica y de claridad regulatoria.

Luis Stefano Roncal Ballena, especialista en PPAs y jefe zonal en La Libertad y Piura de CVC Energía, detalló que en los últimos años los precios de los PPAs han mostrado una importante evolución. “Hace ocho años se veían precios de 25 dólares, pero hace poco se firmaban contratos a 65 o 70. Hoy el promedio ronda los 42 o 45 dólares por megavatio hora”, precisó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

Esta transformación respondió, en parte, a las contingencias que sufrió el país por falta de agua en los embalses, lo que disparó los precios en el mercado spot y obligó a activar reservas térmicas de alto costo. “Tuvimos picos de hasta 200 dólares por MWh en el mercado spot”, recordó.

En ese contexto, los PPAs renovables se presentaron como un refugio para empresas que buscan previsibilidad y competitividad. Roncal destacó el caso de ENGIE y una empresa minera con la central eólica de Punta Lomitas, ejemplo de contrato directo entre generador y gran consumidor. “Este tipo de proyectos son fuente de motivación. Las mineras son clientes muy interesados en este modelo”, afirmó.

A pesar del dinamismo que muestra el mercado, la regulación aún presenta puntos de mejora para nuevos proyectos. Si bien se aprobó una modificación legal que permite a los generadores solares vender energía a distribuidores mediante licitaciones basadas en perfiles horarios, los procedimientos técnicos aún no han sido publicados. 

“La ley ya está hecha, pero hasta que no se publiquen los procedimientos no hay nada”, remarcó Roncal. Esta indefinición, explicó, dificulta el acceso a financiamiento y retrasa decisiones clave de inversión. “No sabemos cómo se va a facturar ni cómo se van a calcular los indicadores. Con un marco regulatorio claro, ejecutado y publicado se dinamizará la firma de PPAs”, señaló. 

Para CVC Energía, esta situación impacta en toda la cadena. “El principal actor es el Estado. Sin reglas claras no se puede avanzar”, subrayó Roncal. Según el ejecutivo, en otros países de la región, como Colombia, se aplican cuotas obligatorias a las distribuidoras que impulsan la participación de renovables, pero en Perú aún falta definir incentivos claros.

Más allá de los desafíos regulatorios, el obstáculo más urgente para el desarrollo renovable en Perú es de carácter físico: la infraestructura eléctrica existente no alcanza para acompañar el crecimiento de la generación. Las zonas con mayor potencial, como el norte para la eólica y el sur para la solar, enfrentan serias limitaciones de red. 

“Entre el norte y el sur, la infraestructura está muy congestionada. Hay mayores pérdidas de energía y eso afecta la competitividad de los precios”, explicó Roncal. En ese sentido, advirtió: “Puede haber demasiadas propuestas de generación en el país, pero si el principal conductor para que esa energía llegue a los clientes es deficiente, de nada sirve tener más plantas”.

Desde su rol en CVC Energía, el ejecutivo destacó que la empresa busca brindar soluciones integrales de generación, transmisión y comercialización. “Nosotros buscamos electrificar zonas para desarrollar actividad agrícola”, sostuvo. A través de Coenergy, firma del grupo, están ejecutando proyectos solares en Piura, Viacurí, Olmos y Tacna, enfocados en territorios con alto potencial agroexportador. “Actualmente atendemos muchas solicitudes de conexión en nuevas concesiones como Tacna”, señaló.

El impacto de estas iniciativas, afirmó, trasciende lo energético. “Donde antes había desiertos, hoy hay agroexportadoras. Creo que hemos puesto nuestro granito de arena en ese desarrollo”, reflexionó. Por eso, insistió en que el respaldo estatal será clave para acelerar los procesos. “Te garantizamos la calidad por la infraestructura. Por eso pedimos al Gobierno que active los proyectos que tenemos en cartera”, enfatizó.

Frente a un mercado cada vez más demandante y competitivo, la firma de PPAs se presenta como una vía efectiva para garantizar suministro renovable, trazabilidad y estabilidad de precios. Pero su expansión dependerá, en gran medida, de la capacidad del Estado y del sector privado para acompañar esa dinámica con redes, normas y visión estratégica.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para consulta pública los proyectos de resolución 701 098 y 701 099. Ambos buscan responder al crecimiento acelerado de la generación renovable en Colombia.

El proyecto 701 098 actualiza resoluciones previas para elevar los estándares de conexión y operación de plantas solares y eólicas. Incluye la exigencia de modelos de simulación certificados (RMS y EMT), pruebas de fábrica y de sitio antes de la operación comercial, nuevos requisitos de inyección rápida de corriente activa y reactiva, así como soportabilidad ante sobretensiones transitorias. Varias de estas obligaciones comenzarán a aplicarse a partir de 2028, lo que otorga un margen de adaptación.

El proyecto 701 099, por su parte, introduce cambios en el Código de Redes con el objetivo de reforzar la fortaleza del Sistema Interconectado Nacional. Entre las medidas se destacan la prohibición de conexiones en “T”, salvo casos excepcionales, la incorporación de nuevos parámetros de tensión y cortocircuito, y la activación progresiva de la regulación primaria de frecuencia en plantas renovables. Ambos textos se complementan: uno regula a las plantas y el otro al sistema que las recibe.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado especializado en energía y socio de OGE Energy, estas resoluciones representan un salto importante en materia de seguridad eléctrica, aunque también plantean retos para los desarrolladores.

A nivel económico, los cambios supondrán incrementos en CAPEX y OPEX vinculados a la compra de equipos y software especializado, la contratación de consultores y la realización de pruebas periódicas. “Son costos adicionales, pero necesarios para garantizar una menor incidencia eléctrica en el sistema”, explicó en diálogo con Energía Estratégica.

El especialista diferencia entre medidas de implementación inmediata, como el ajuste de relés de frecuencia en plantas en operación comercial, y otras de mayor complejidad como la inyección rápida de corriente o la soportabilidad ante sobrevoltajes transitorios, que demandarán más tiempo y adaptación tecnológica.

Respecto a la fecha de entrada en vigor, considera que los agentes valorarán la ventana hasta 2028, pero advierte que jurídicamente se insistirá en la irretroactividad y en la protección de derechos adquiridos, para evitar litigios sobre proyectos ya en marcha.

La prohibición de conexiones en “T” aparece como uno de los puntos más sensibles. Suárez Lozano advierte que podría aumentar los costos de conexión, al obligar a construir nuevas infraestructuras, aunque plantea que un periodo de transición para proyectos en trámite avanzado podría suavizar la medida.

Sobre los nuevos criterios de tensión y cortocircuito, aclara que están en línea con estándares internacionales recientes y que, si bien no son más exigentes que en otros países líderes, sí suponen un cambio profundo para Colombia.

En paralelo, la activación de la regulación primaria de frecuencia para renovables introduce un debate económico y técnico: aunque podría representar un ingreso adicional si se habilitan esquemas de compensación con almacenamiento, también exige inversiones en baterías y una coordinación estrecha con los operadores del sistema.

El impacto contractual tampoco es menor: cambios regulatorios de este calibre pueden obligar a revisar los términos de los PPAs y contratos de conexión, especialmente en lo relacionado con precios y obligaciones técnicas, lo que abre la puerta a renegociaciones complejas.

Con todo, el abogado subraya que la clave está en el presente. “Participar en la consulta pública es la vía más efectiva para solicitar compensaciones o plazos adicionales y reducir riesgos futuros”.

Los interesados tendrán hasta el 11 y el 18 de septiembre para enviar sus observaciones, en un proceso que definirá cómo Colombia afianza la integración de renovables en su matriz eléctrica.

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Con una cartera global que supera los 40GWh de almacenamiento energético desplegados y otros 20GWh en proceso de envío, HyperStrong, proveedor de soluciones, intensifica su presencia en Latinoamérica con un pipeline regional que ya supera los 30GWh, apuntalado por proyectos utility-scale y soluciones específicas para el segmento comercial e industrial. 

“La compañía se está expandiendo por Latinoamérica con especial atención a México, Brasil, Chile y Argentina”, aseguró el director de Desarrollo de Negocios para LATAM, Tristan Wallbank. La estrategia contempla la formación de un equipo sólido, alianzas estratégicas y, según anticipó el ejecutivo, planean futuras inversiones directas, como la posiblidad de instalar fábricas o centros de ensamblaje.

“Priorizamos los mercados mexicano, chileno y brasilero, donde la demanda a escala de servicios públicos es la más fuerte. La empresa adapta soluciones como la serie HyperBlock a las necesidades locales”, agregó.

En México destaca su participación en el proyecto Puerto Peñasco (24MWh) y la reciente alianza con BioEsol, que eleva la capacidad total desplegada a 44MWh. En Chile, ya operan soluciones como Punta (6MWh), participan activamente en licitaciones públicas y tienen colaboraciones con empresas de servicios públicos, mientras que en Brasil mantienen conversaciones avanzadas con productores independientes de energía (IPPs). En Argentina, en tanto, avanzan negociaciones para proyectos a gran escala, en línea con los objetivos de descarbonización que promueve el país.

“HyperStrong se encuentra en una posición privilegiada para respaldar proyectos locales de almacenamiento de energía y busca fortalecer su presencia con soluciones optimizadas con IA como MagicBlock y análisis predictivo para alcanzar el máximo retorno de la inversión (ROI)”, manifestó Wallbank.

La propuesta tecnológica de la empresa se adapta a los distintos niveles de madurez del mercado y a las exigencias del entorno latinoamericano, caracterizado por climas extremos, redes eléctricas heterogéneas y marcos regulatorios en evolución. Entre sus soluciones más relevantes para la región se encuentra el HyperBlock M, un sistema modular con inteligencia artificial, eficiencia de ciclo ≥93% y vida útil de 20 años, especialmente diseñado para estabilizar redes y maximizar la integración de fuentes renovables.

 A ello se suma el HyperBlock III, un sistema de 5MWh con refrigeración líquida, gestión térmica avanzada y una densidad energética 34.5% superior a configuraciones convencionales, lo que permite optimizar costos y reducir el espacio físico requerido. Para aplicaciones comerciales e industriales, HyperStrong ofrece la serie HyperCubeC&I, basada en baterías semi-sólidas, implementación plug-and-play y funciones inteligentes de gestión de picos de demanda. 

“Todas nuestras soluciones están respaldadas por una plataforma de inteligencia artificial que permite un monitoreo constante y adaptabilidad en condiciones extremas”, enfatizó y aseguró que sus tecnologías tienen una eficiencia de ciclo completo superior al 93%.

La compañía, fundada en 2011 y con sede en Beijing, se posiciona como uno de los principales integradores globales de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) y soluciones inteligentes para redes eléctricas.  Reconocida por S&P Global como uno de los tres principales integradores de BESS a nivel mundial, refuerza su compromiso con el continente americano a través de una expansión sostenida.

La compañía proyecta una expansión agresiva en un mercado que se encuentra en plena aceleración. Según Bloomberg, el almacenamiento energético en Chile pasará de 3.8GWh en 2024 a 41GWh en 2027, impulsado por la hibridación de renovables y la demanda creciente del sector minero. Brasil proyecta alcanzar 16GWh en el mismo período, aunque aún enfrenta desafíos regulatorios.

Este posicionamiento regional se apoya no solo en la escala global de la empresa, sino también en el desarrollo de productos que apuntan a reducir el LCOEs (Levelized Cost of Storage), garantizar eficiencia y ofrecer seguridad operativa en zonas de difícil acceso o con redes inestables.

“La combinación de escala, rendimiento y conocimiento regional convierte a HyperStrong en un socio ideal para la transición energética de América Latina”, concluyó el ejecutivo, quien confirma que el próximo ciclo de crecimiento vendrá acompañado de estructuras locales más robustas, servicios posventa integrales y un abanico de productos diseñados específicamente para los desafíos latinoamericanos.

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En una reunión celebrada el 21 de agosto de 2025 en el Salón Paz del Palacio de Las Garzas, el Gobierno panameño presentó oficialmente los lineamientos de su nueva política energética. Convocados por la Secretaría Nacional de Energía, los representantes de las 62 empresas que operan las 110 plantas de generación del país conocieron de primera mano las prioridades del quinquenio en materia eléctrica.

El encuentro fue aperturado por el Ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, quien destacó la necesidad de atraer capital al sistema energético panameño.

“El país está ávido de las inversiones que se puedan realizar en este sector”, sostuvo, al remarcar la importancia que la infraestructura energética tiene para el crecimiento económico y el bienestar social.

A continuación, el Secretario Nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez J., expuso la hoja de ruta del Gobierno de José Raúl Mulino para el sector.

“Nuestro compromiso fue asegurar la contratación de la energía que Panamá necesita bajo las mejores condiciones, actualizar la planificación energética nacional y consolidar la interconexión como un proyecto de Estado”, expresó Rodríguez ante los representantes del sector privado.

Uno de los puntos centrales de la exposición fue la revisión del cronograma de licitaciones, un aspecto clave para modernizar el esquema de contratación. Rodríguez indicó que el objetivo fue trabajar en una mejora de estos procesos, con el fin de generar condiciones que beneficien directamente a los usuarios.

En ese sentido, el funcionario anunció la actualización del Plan Energético Nacional, cuya revisión periódica es un mandato legal. Esta hoja de ruta definirá los lineamientos estratégicos de la política energética del presente quinquenio. Rodríguez explicó que el documento servirá para integrar sostenibilidad, confiabilidad y eficiencia, orientando el desarrollo del sistema energético panameño.

En paralelo, se anunció el inicio de un proceso de reforma de la Ley 6, con el foco puesto en las concesiones de distribución eléctrica.

“La tarea inmediata fue preparar una reforma que permita asegurar la mejor licitación de las concesiones de las distribuidoras eléctricas”, señaló Rodríguez, quien subrayó que mejorar el servicio es una obligación pendiente con la ciudadanía.

Otro eje fundamental de la política energética será la electrificación masiva de zonas aún no atendidas. El Secretario manifestó que la meta es llevar energía a más de 80 mil hogares panameños que aún no cuentan con este servicio básico, lo que calificó como un paso necesario para el desarrollo económico y social del país.

Además de ampliar el acceso residencial, la estrategia incluye la electrificación de la economía en su conjunto. Rodríguez resaltó la necesidad de acelerar la incorporación de la movilidad eléctrica y la electrificación de procesos industriales, sectores que consideró determinantes para aumentar la competitividad nacional y modernizar la matriz productiva.

Durante la reunión, también se reafirmó el impulso al proyecto de Interconexión Eléctrica con Colombia, como parte de una visión regional más integrada.

“Panamá continuará impulsando este proyecto por la importancia que tiene en la integración regional y los beneficios que representa para el país”, afirmó el Secretario.

El encuentro cerró con un mensaje institucional enfocado en la transparencia y el trabajo conjunto. Rodríguez aseguró que todas estas acciones se llevarán adelante respetando la autonomía institucional y fortaleciendo la relación con las entidades competentes, para garantizar un proceso sostenible que responda a las necesidades de la población.

Actualmente, el sistema eléctrico panameño cuenta con 110 plantas de generación operadas por 62 empresas. La capacidad instalada es de 4.105 megavatios, y la generación eléctrica neta acumulada al mes de agosto de 2024 fue de 8.587 gigavatios-hora. La matriz está compuesta por fuentes hidráulicas (45%), gas (17,2%), búnker (13,1%), solar (12,1%) y eólica (8,2%).

Con una estrategia centrada en la planificación, las inversiones y la equidad energética, el Gobierno de Panamá abre una nueva etapa para el sector eléctrico, buscando consolidar una matriz más robusta, moderna y sostenible.

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México avanza hacia una nueva etapa en la política energética nacional con la implementación de una reforma que impacta en la generación distribuida. Entre los cambios más significativos se encuentra la eliminación del net metering y la elevación del umbral sin permisos de generación de 500 a 700 kilowatts.

La eliminación del net metering implica un rediseño integral de los sistemas fotovoltaicos, sobre todo para aquellos actores que apostaban por modelos de compensación energética basados en excedentes.“Lo que se elimina es el método uno a uno, en el que un megawatt inyectado equivalía a uno consumido posteriormente”, explicó Sofía Díaz Plascencia, especialista en energías renovables en diálogo con Energía Estratégica.

Y advirtió: “A partir de ahora, los excedentes serán valorizados bajo un precio regulado que aún no ha sido publicado oficialmente. Todavía no se conocen ni la metodología ni las tarifas”.

Si bien no se conocen las tarifas,  apuntó que el valor proyectado será inferior al precio que pagan los usuarios por su consumo, lo que reduce considerablemente la rentabilidad de los sistemas. Este nuevo esquema obliga a dimensionar los proyectos fotovoltaicos de forma mucho más precisa. “Ya no vas a dimensionar para cubrir toda tu demanda, sino para evitar inyectar energía que no vas a consumir”, planteó Díaz Plascencia. 

De esta manera, el diseño de los proyectos pasará a estar estrictamente ligado al perfil de consumo, con el objetivo de minimizar inyecciones no aprovechadas. “Eso genera una estabilidad al sistema, que es lo que se está buscando”, agregó.

En paralelo, la elevación del umbral de generación distribuida sin permiso, de 500 a 700 kilowatts, representa una buena señal para el sector, que venía solicitando esta actualización desde hace años. Sin embargo, Díaz Plascencia manifestó que, en base a conversaciones recientes que mantuvo con actores del mercado, aún no se está implementando y regresan las solicitudes a 500 kW.

El nuevo modelo también se vincula con un aspecto técnico clave: la capacidad de las redes. Según la especialista, la eliminación del net metering responde, en parte, al riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, particularmente en zonas con alta concentración de sistemas solares. “Proyectos de hasta 700 kW, sin control ni almacenamiento, ya representan una carga considerable para la red”, advirtió Díaz Plascencia. Por eso, las autoridades imponen nuevas obligaciones para proyectos de más de 20 MW, que deberán contar con sistemas de respaldo —como baterías— o pagar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) por garantizar su estabilidad operativa.

La insuficiencia de líneas de transmisión es uno de los principales problemas que enfrenta el país ya que genera congestión, dispara los precios de la energía y limita el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, se estima que para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al sistema eléctrico al año 2030, el país necesita construir por lo menos 15.000 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, además de revisar y modernizar muchas de las existentes, incluyendo las subestaciones de servicio.

Pese a este panorama complejo, la especialista asegura que la generación distribuida seguirá creciendo, aunque con nuevas reglas de juego. “No se trata de instalar más, sino de instalar mejor”, resumió. En 2024 México sumó más de 1 GW en nuevas instalaciones de hasta 0,5 MW alcanzando los 4,4 GW, de acuerdo a cifras oficiales. Según Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”. El vicepresidente de la asociación asegura que, a pesar de que las cifras no se publicaro, el país ya contaría con 5.000 MW instalados hasta el primer semestre del 2025. Esa cifra equviale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Bajo este nuevo marco normativo, los proyectos deberán estar diseñados con una lógica de eficiencia y estabilidad. De cara al segundo semestre de 2025, el sector aguarda definiciones clave sobre las tarifas de inyección, la habilitación efectiva del umbral de 700 kW y la aplicación concreta de las leyes secundarias.

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RISEN presenta innovaciones tecnológicas en Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Almacenamiento de Energía con Baterías (BESS) a través de RISEN STORAGE en el evento Intersolar South America 2025, que se realizará del 26 al 28 de agosto en Expo Center Norte, São Paulo, Brasil. 

El destaque entre los lanzamientos de RISEN para el mercado latinoamericano es la línea de microinversores LUVIT, con una potencia de 2400W, 4 entradas totalmente independientes y compatibles con módulos de alta potencia, lo que los hace versátiles para aplicaciones residenciales o proyectos C&I de pequeño porte.

Como proveedora de soluciones energéticas, en esta edición de Intersolar 2025, RISEN resalta su portafolio completo de soluciones para generación y almacenamiento de energía, con los módulos HJT de 740W y una eficiencia del 23,5%, la línea Stack1 con baterías modulares de 48 a 120kWh, ideales para residencias, pequeños comercios e industrias, además de la línea iCon, compuesta por gabinetes all-in-one, plug & play, con capacidades que varían entre 215kWh y 261kWh.

La empresa también presentará soluciones BESS para aplicaciones en proyectos a gran escala, como la línea eFlex, con capacidad de almacenamiento de 836kWh por gabinete, y la línea eTron, con capacidad de almacenamiento de hasta 6,5MWh por contenedor de 20HQ.

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Entre el 12 y el 16 de agosto de 2025, la Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), realizó una gira regional que dio inicio a un proceso histórico: la instalación de los cimientos de la RedLACME. La iniciativa busca fortalecer el liderazgo transformador de las mujeres en energía y construir, desde los territorios, una plataforma de integración regional. 

“Desde AME Chile asumimos con gran responsabilidad la confianza que OLADE ha depositado en nosotras al invitarnos a contar nuestra historia y demostrar que esto es posible. En poco más de dos años hemos reunido a más de 780 integrantes y nos hemos consolidado como una red reconocida. Cada paso nació de una convicción: cuando las mujeres colaboramos, ocurren transformaciones reales. Y aún más: cuando colaboramos todos los sectores —privado, público y sociedad civil—, llegamos aún más lejos”, señaló Pía Suárez, presidenta de AME Chile. 

Guatemala: iniciar con propósito 

El 12 de agosto, en el Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, se realizó el Primer Taller Nacional de Construcción de Redes de Mujeres en Energía, con la participación de más de 20 profesionales de los sectores público, privado y académico. 

La jornada permitió consensuar una declaración de propósito, identificar puntos focales y dar inicio al proceso de articulación de una futura red nacional. 

Costa Rica: visión compartida desde el territorio 

El 14 de agosto, en la sede regional del Instituto Nacional de las Mujeres (INAMU) en Puntarenas, más de 12 participantes reflexionaron sobre los desafíos estructurales del sector energético costarricense. 

El encuentro avanzó en la definición de una hoja de ruta que conjuga identidad territorial y visión regional.

Honduras: acuerdos para la sostenibilidad 

La gira culminó el 16 de agosto en Tegucigalpa, con un desayuno de trabajo organizado por la Secretaría de Energía de Honduras y el Colegio de Ingenieros Mecánicos, Electricistas y Químicos de Honduras (CIMEQH). Más de 30 mujeres reafirmaron su intención y compromiso para avanzar en la creación de una red nacional. 

“Lo vivido en esta gira es profundamente valioso. Estamos convencidos de que las redes de mujeres en energía son vitales para lograr la articulación necesaria y asegurar que la voz de las mujeres forme parte integral del futuro energético de la región”, destacó Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE. 

De esta forma, y con tres procesos nacionales ya en marcha, la RedLACME comienza a gestarse como una plataforma regional viva y estratégica, que reconoce el valor del trabajo colaborativo y el liderazgo transformador de las mujeres en el sector energético de América Latina y el Caribe. 

RedLACME: una red con identidad y sentido 

La conformación de la RedLACME tiene como antecedente el Memorando de Entendimiento firmado en la Semana de la Energía de OLADE en 2024, en Asunción, Paraguay, entre AME Chile y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), representada por su Director Ejecutivo, Andrés Rebolledo Smitmans. Este acuerdo estableció las bases para promover y fortalecer la participación y los roles de las mujeres en el sector energético en América Latina y el Caribe. En ese marco: 

• OLADE se comprometió a actuar como organismo técnico de apoyo, facilitando vínculos con sus países miembros. 
• AME Chile asumió el rol de acompañar a cada país en la creación y desarrollo de asociaciones nacionales de mujeres en energía, y de articular la RedLACME como plataforma regional. 

La metodología aplicada en la gira de 2025 fue diseñada conjuntamente por AME Chile y OLADE, y adaptada a cada contexto nacional. En todas las jornadas se abordaron ejes clave para garantizar la sostenibilidad de las redes emergentes y su conexión con un ecosistema regional más amplio.

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El próximo 29 de septiembre, Lima será sede de la primera edición del Future Energy Summit (FES) Perú, evento que reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región.

Con una combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú será el espacio donde se debatirán temas clave para el mercado energético peruano, como la modificación de la Ley 32249, que busca habilitar mecanismos similares a las licitaciones “a la chilena”, incluyendo baterías y contratos PPA de largo plazo, así como también el avance del almacenamiento energético y la integración de energías renovables en los sectores minero, industrial y comercial. Cabe recordar que recientemente Energía Estratégica y Future Energy Summit publicaron un reporte técnico gratuito que reúne las principales claves para el desarrollo del mercado energético peruano. 

Otro de los ejes destacados será la innovación tecnológica aplicada a proyectos solares de gran escala y almacenamiento de energía. En ese marco, empresas como Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Canadian Solar, Luz del Sur y Yingli Solar compartirán su visión y experiencia sobre el avance del sector.

Entradas FES Perú

En ese contexto, uno de los casos más emblemáticos que se presentarán es el del proyecto CSF Illa, ubicado en La Joya, Arequipa, que se convertirá en el más grande del país y uno de los mayores de Latinoamérica. En él, Solar Steel —representada por Christopher Atassi, CEO de la compañía, quien participará del panel “Innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento para maximizar la competitividad del sector solar en la región andina”— está suministrando más de 6.800 seguidores solares 1P, para una capacidad total de 472 MW, soportando más de 740.000 módulos de alta potencia.

Sungrow también será protagonista en FES Perú por su papel en proyectos emblemáticos como la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, equipada con sus inversores SG1100UD, además de haber desarrollado junto a Migiva Group la primera planta solar flotante del país, en el departamento de Ica. Con presencia regional, la empresa se posiciona en Perú con soluciones para almacenamiento modular, eficiencia energética y sustentabilidad.

Por su parte, Luis Castillo, General Manager Latam de Solax Power, brindará un keynote enfocado en soluciones integradas de almacenamiento para el segmento de generación distribuida. La empresa ha desarrollado productos como los gabinetes ESS-AELIO y ESS-TRENE, con capacidades escalables de entre 100 kWh y varios megavatios, y lanzará en 2025 su nuevo inversor X3-GRAND, de 300 kW a 350 kW, diseñado para responder a las necesidades de minigranjas solares y entornos comerciales en regiones como los Andes.

El evento también contará con la participación de Yingli Solar en el panel 7 “Soluciones tecnológicas y constructivas para el despegue de los proyectos solares de diferentes escalas en Perú”.  Su Managing Director, Luis Contreras, detallará el avance de la empresa en tecnologías n-type TopCon, que ofrecen mejor rendimiento en condiciones de altas temperaturas y bajas irradiancias.  La compañía sigue una hoja de ruta tecnológica que incluye el desarrollo de células de contactos posteriores y células tándem, con el objetivo de incidir directamente en la competitividad del costo por vatio pico (USD/Wp).

Canadian Solar también estará presente, representada por Franco Postigo, Sales Manager, en el panel sobre nuevas tendencias del sector energético peruano. La compañía está liderando un enfoque estratégico que busca transformar la percepción de los paneles solares como commodities y posicionarlos como herramientas para optimizar el retorno sobre la inversión y reducir el LCOE. 

La empresa ofrece soluciones de alta eficiencia como sus paneles TopCon de 720W y prepara la incorporación a Latinoamérica, para fines de 2025, de tecnologías de almacenamiento avanzadas desarrolladas en Estados Unidos, vinculadas al reciclaje de paneles solares con tasas de recuperación de hasta el 95%.

Uno de los principales debates del mercado peruano es sobre infraestructura energética. En ese contexto, Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, participará del panel dedicado a la visión de los grandes actores para el impulso de la transición energética en Perú, junto con los CEOS de Orygen y Pluz Energía Perú. 

En línea con su apuesta por reforzar su portafolio renovable, recientemente Luz del Sur concretó la adquisición del parque eólico San Juan de Marcona, de 135,7 MW, uno de los más relevantes del país, por un monto de 253 millones de dólares, ampliando así su presencia en la generación limpia y fortaleciendo su rol en el sistema de transmisión eléctrica.

Con esta combinación de visión estratégica, experiencia internacional y soluciones de vanguardia, FES Perú se proyecta como el escenario clave donde se definirán las próximas etapas de crecimiento del mercado solar fotovoltaico y de almacenamiento en el país. Además, los espacios de networking reunirán a más de 500 representantes de empresas con el objetivo de consolidar alianzas, avanzar en nuevos contratos y fomentar un ecosistema que acelere la transición energética en Perú y la región andina.

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Future Energy Summit (FES) se ha convertido en la gira internacional más influyente de Hispanoamérica en materia de transición energética. En cada edición convoca a CEOs, autoridades, inversores y asociaciones para debatir sobre la hoja de ruta de las energías limpias, combinando networking de alto nivel y análisis de coyuntura.

Este 2025, la gira llega a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades de cada mercado.

El 21 y 22 de octubre celebrará su quinta edición en la ciudad Bogotá, Colombia, donde más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades se reunirán para debatir sobre el futuro de las renovables en un mercado en expansión.

La coyuntura del país es decisiva: Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW de capacidad solar instalada, un 59 % más que el año anterior. Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar 697 MW adicionales mediante 22 proyectos renovables, con inversiones por encima de los USD 500 millones.

En este escenario, el evento contará con la presencia de Francesco Bertoli (CEO de Enel Colombia), Rubén Borja (Country Manager de Atlas Renewable Energy en Colombia), Luis Castillo (General Manager Latam de Solax Power) y Julián Lemos (Vicepresidente Corporativo de Estrategia y Nuevos Negocios de Ecopetrol).

También participarán líderes gremiales como Kathrine Simancas (Directora de Energía & Gas de ANDESCO), Natalia Gutiérrez Jaramillo (Presidenta Ejecutiva de ACOLGEN), Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (Directora Ejecutiva de FENOGE) y Ricardo Garro (Director Comercial Latinoamérica de CATL).

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FES Chile 2025

Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile y el cierre de la gira de este año, los días 26 y 27 de noviembre. 

Un mercado que se mantiene como líder regional con más del 70% renovable de 36 GW de capacidad instalada pero enfrenta temas estratégicos: el auge de más de 14 GW en proyectos BESS en calificación, los avances en permisos sectoriales y las licitaciones de suministro 2025/01 por 1.680 GWh, prevista para adjudicarse en octubre, y la ya iniciada convocatoria excepcional de corto plazo para el suministro 2026 de clientes regulados (ver nota).

A esto se suman que el país tendrá elecciones presidenciales en noviembre y que, a nivel legislativo, se mantienen los debates sobre los proyectos de ley que amplían subsidios eléctricos, metas de ERNC y un anteproyecto para acelerar la descarbonización hacia 2035, junto con la tramitación de reglamentos clave para la operación del sistema.

En este marco, FES contará con la participación de Ana Lía Rojas (Directora Ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento – ACERA-), Juan Villavicencio (CEO de ENGIE Chile), Jaime Toledo (CEO Sudamérica de Acciona Energía) y José Ignacio Escobar (CEO de Colbún).

A ellos se sumarán Fernanda Varela (Directora Ejecutiva de Agencia Polux Comunicaciones), Daniela González (Socia Directora de Domo Legal), Luis Contreras (Managing Director de Yingli Solar), Pedro Correa Álvarez (CTO de Suncast), Katherine Hoelck (Presidenta de Cigré Chile), Ángela Castillo (Business Development Director de Black and Veatch) y Carlos Cabrera (Managing Partner de Sphera Energy).

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Gira FES 2025

Perú esel  destino presencial en Latinoamérica más próximo de la gira FES 2025, y la primera vez que Future Energy Summit llegará al país. El lunes 29 de septiembre, el encuentro promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. Dicho evento se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

Es decir que, con espacios exclusivos de debate y networking, el encuentro en Perú se dará en un momento cúlmine para las renovables, a raíz de las altas expectativas por la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones de electricidad para el suministro de los Usuarios Regulados (leer), basado en criterios de licitaciones.

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

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La implementación de la Ley N° 32249 , para reformar la Ley N.º 28832, marcará el rumbo del sector eléctrico peruano. Sin embargo, especialistas advierten que su impacto real en la incorporación de energías renovables dependerá de cómo se defina su reglamentación. La Ing. Alexandra Gonzales Sulca sostuvo que “para que la normativa tenga un impacto concreto y sostenido debe priorizar definiciones técnicas precisas en aspectos como la segmentación por bloques horarios y el reconocimiento diferenciado entre potencia firme y energía generada”.

Esta medida, aseguró, permitiría asignar precios representativos del valor real cada tecnología en cada franja horaria y asegurar una competencia equilibrada entre renovables intermitentes y tecnologías de base. Además, indicó que la reglamentación también debía incluir mecanismos de asignación de costos sistémicos —respaldo, almacenamiento y transmisión— “de forma transparente y tecnológicamente neutra, evitando subsidios cruzados que desincentiven la inversión o sobrecarguen al usuario final”. 

“Es clave establecer estándares de integración a red, incorporar herramientas de despacho flexible, y diseñar esquemas de remuneración para servicios complementarios que garantizaran la estabilidad del sistema”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

El sector está a la espera de la definición de la reglamentación sobre el marco normativo. En ese sentido, la especialista apuntó que los plazos deben encontrar un equilibrio entre urgencia política y madurez técnica.  “Si bien es importante actuar con celeridad para enviar señales claras al mercado, el diseño de una reglamentación sólida requiere tiempo para evaluación de impacto, análisis de escenarios y consulta con actores clave. Acelerar procesos sin sustento técnico puede generar incertidumbre, comprometiendo la bancabilidad de proyectos o generando litigios”,manifestó.

Y aseguró que para ofrecer una “verdadera previsibilidad” a los inversionistas, es necesario establecer claridad regulatoria, normativa y mecanismos de ajuste progresivo que eviten cambios disruptivos.

En el caso de proyectos utility scale, propuso “un sistema de licitaciones competitivo que reconozca atributos como firmeza, previsibilidad y localización geográfica”. Para los sectores comercial e industrial, apuntó que l la normativa debe habilitar esquemas de autogeneración, contratos bilaterales (PPAs) y compensación por excedentes, con reglas de interconexión definidas. 

En el ámbito residencial, consideró que la prioridad era simplificar trámites, establecer estándares técnicos comunes y permitir esquemas como la medición neta o tarifas dinámicas. Una regulación moderna, enfatizó, “debía reconocer que los distintos actores aportan valor al sistema en forma diferenciada, y por tanto deben ser incentivados bajo criterios específicos”.

Si bien el sector analiza señales positivas para la inversión, la especialista destacó que se requerían instrumentos complementarios a la ley para superar barreras financieras, fiscales y de mercado. En lo financiero, planteó la participación activa de entidades de fomento para otorgar crédito en segmentos con mayor riesgo. 

“En el ámbito fiscal, pueden considerarse mecanismos de depreciación acelerada, exoneraciones temporales para equipos de almacenamiento, y créditos fiscales para proyectos que aporten atributos de confiabilidad. En el plano regulatorio, resulta esencial modernizar los códigos técnicos, facilitar la agregación de recursos distribuidos, y establecer mecanismos explícitos de remuneración para servicios auxiliares”, apuntó.

Una de las principales problemáticas que enfrenta el país es la saturación de las redes eléctricas. COES adivirtió que hacia 2033 podrían producirse congestiones y vertimientos de energía, incluso bajo condiciones normales de operación. 

Para evitarlo, la especialista llamó a adoptar “esquemas de planificación integral con criterios de expansión anticipada y evaluación de capacidad nodal en tiempo real”. Agregó que se debían identificar las zonas con alto potencial renovable y priorizar proyectos de refuerzo o ampliación de red que permitieran evacuar esa energía sin restricciones, además de implementar tecnologías de red inteligente (smart grid) y sistemas de control avanzado que optimizaran la operación y minimizaran congestiones.

En su análisis, señaló que el almacenamiento no debía considerarse un recurso marginal. “Debe ser un componente estructural en la transición energética, no solo como respaldo, sino como actor activo en el despacho, la estabilidad y la gestión de la demanda”

La advertencia fue clara: sin una reglamentación técnicamente rigurosa y políticas coherentes, Perú corría el riesgo de desaprovechar su potencial renovable y quedarse atrás en tecnologías clave como el almacenamiento. “El verdadero equilibrio se alcanza a través de una reglamentación financieramente viable y socialmente legítima, que reconozca el valor de la complementariedad entre tecnologías y priorice la seguridad del suministro”, concluyó Gonzales Sulca.

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La generación distribuida en México entra en una nueva etapa marcada por cambios normativos, mayores exigencias técnicas y la consolidación de nuevas figuras como el autoconsumo y el almacenamiento. En un webinar organizado por Intersolar México, Gilberto Sánchez, vicepresidente de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), destacó que el país se encuentra frente a la “antesala de la generación distribuida 2.0”, con 5.000 megawatts instalados hacia el primer semestre de 2025, cifra que equivale al 8,15% de la demanda máxima registrada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

“Es importante tener en cuenta que la generación distribuida está participando para ayudar a disminuir la capacidad que debe atender el SEN desde fuentes a gran escala”, explicó Sánchez. Esta participación supera el umbral del 5% establecido en la resolución 142 de 2017, lo que obliga a revisar los requerimientos técnicos y refuerza la necesidad de regulación adicional.

Uno de los cambios más relevantes es el incremento en el umbral de generadores exentos, que pasa de 0.5 MW a 0.7 MW. Para Elisa Márquez, directora general de Dobotica, este ajuste responde a una demanda del sector, pero también a los límites actuales de la red nacional. “Ya al sumar 200 kilowatts hace sentido para muchos clientes comerciales; definitivamente no abona todavía al ámbito industrial, pero sí a los comerciales”, afirmó Márquez.

La ejecutiva añade que este cambio abre oportunidades para usuarios en media tensión y obliga a los integradores a realizar simulacros y pronósticos con sus clientes, anticipando los nuevos escenarios de ahorro. “Es momento de preparar a los clientes para sistemas de hasta 700 kilowatts, aunque todavía falte la reglamentación”, sostuvo.

En paralelo, se formaliza la figura del autoconsumo, que reemplaza al abasto aislado, hasta ahora poco difundido y con limitaciones regulatorias. “El beneficiario para atender sus usos propios es el titular del permiso. Esta nueva figura de autoconsumo les ayuda a generar energía limpia dentro de sus instalaciones y a cumplir compromisos corporativos de reducción de emisiones”, remarcó Sánchez.

Este modelo permitirá a empresas con metas ambientales avanzar hacia su descarbonización, aunque todavía persisten dudas técnicas sobre cómo se interconectará con la generación distribuida en una red que ya presenta saturación en varios circuitos. “Habrá un momento en que generación distribuida y autoconsumo compartan la misma red, y ahí ya existe capacidad asignada. Vamos a ver cómo sortearán este tema el SENACE y la Comisión Nacional de Energía al emitir disposiciones”, advirtió el vicepresidente de ANES.

El otro eje central es el almacenamiento de energía, que por primera vez se reconoce como actividad del sector eléctrico. “El almacenamiento es una de las incorporaciones más importantes de esta ley, porque va a darle mayor seguridad a las inversiones”, subrayó.

La normativa abre cinco modalidades para integrar sistemas de baterías, desde su uso en centrales con fuentes variables hasta su incorporación en redes de transmisión y distribución. Para Márquez, este cambio transforma el modelo de negocio: “Sumar almacenamiento a un proyecto fotovoltaico puede triplicar su valor económico, pero también implica capacitar al personal y explicar a los clientes los riesgos y beneficios reales”, afirmó.

El desafío será técnico y comercial. La mayoría de las baterías que llegan al país son de litio, con nuevas variantes más seguras, pero requieren sistemas de comunicación avanzados, gestión de consumo prolongada y un entendimiento integral de las necesidades del cliente. “No basta con ver el recibo de luz, hablamos de monitoreos de seis meses a un año, incluso permanentes, para ofrecer soluciones integrales”, agrega Márquez.

Finalmente, ambos expertos coincidieron en que la segunda ola de generación distribuida no será inmediata ni sencilla, pero marcará un salto de madurez para el sector. “El almacenamiento viene a apoyar al sistema eléctrico nacional, pero vamos a requerir que realmente se entienda bien su aplicación y su alcance”, concluye Sánchez.

Con 5 GW instalados y un marco normativo en evolución, México abre un nuevo capítulo en el despliegue de energía distribuida, donde el autoconsumo, el almacenamiento y los requisitos técnicos serán los pilares de su consolidación.

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El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, resaltó este lunes que el Gobiern continúa impulsando una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses

Santos detalló que el cierre de ciclo de SIBA añadirá 68 MW en octubre, Energás 4, en San Pedro de Macorís (130 MW) en el mismo mes y Energía 2000, que entrará en el primer trimestre del 2026, en Manzanillo, suministrará 414 MW, para un total de 612 MW.

Apuntó que entre los esfuerzos de la actual gestión se incluye la integración de unos 500 MW de energía renovable este 2025. En ese orden, recordó que Energía y Minas tiene en desarrollo la primera licitación para la compra de baterías con las que implementará un sistema de almacenamiento a principios del año 2027.

Explicó que dicho sistema no solo contribuirá a suplir la demanda en temporadas pico, sino, que también se traducirá en mayor estabilización del sistema.

Recordó que para el 2028 el país duplicará la generación de ese tipo de energías, y junto al almacenamiento, se ejecutarán más de 30 nuevos proyectos que permitirán garantizar un suministro energético sostenible, que impulse el crecimiento económico y mejore la calidad de vida de los dominicanos.

Citó otras de las proyecciones de Energía y Minas de cara al 2028, que incluye el incremento del 54 % en la capacidad instalada de energía térmica en el SENI y la puesta en marcha de más de 2,100 MW en plantas térmicas en desarrollo.

Santos adelantó que el país tiene prevista una inversión de unos US$450 millones en transmisión en los próximos años para fortalecer el sistema nacional y recordó que hace varias semanas el Gobierno inauguró una línea de transmisión de 345 kilovoltios, con 128 kilómetros de recorrido para los proyectos de generación a gas natural de Montecristi a Santiago, siendo, hasta el momento, la obra eléctrica más trascendental.

“Esta obra tiene dos objetivos: poder llevar al SENI toda la energía que producirán los tres proyectos de Manzanillo, que entrarán en el primer trimestre del 2026, más los que entrarán en el 2028; pero también conectar todos los proyectos de renovables, que se van a desarrollar en la región norte del país”, dijo.

“Pero hay que seguir con nuevas líneas de transmisión importantes, la 345, que debe ir desde el 15 de Azua hasta Punta Catalina. Esa también será vital para todas las renovables del sur, y contribuirá al desarrollo económico que impulsa el Gobierno en esa región», agregó. En ese sentido, recordó la integración al SENI de la provincia Pedernales, la cual, hasta hace poco más de un mes se mantenía aislada del sistema.

Manifestó que el Gobierno continúa trabajando para fortalecer las redes de distribución, combatir el fraude eléctrico (sobre todo con conexiones ilegales), lograr que la ciudadanía cumpla con el pago del servicio, la repotencialización de las líneas, entre otros.

“En un aspecto que yo sí pediría comprensión de la población, es sobre algunas interrupciones anunciadas que se hacen por razones de mantenimiento, que para nada tienen que ver con otras situaciones que puedan surgir”, solicitó el ministro.

Durante la entrevista, Santos también abordó otros temas relevantes que contribuyen al desarrollo económico de la República Dominicana, como la minería, hidrocarburos, entre otros.

La entrada Ministro de República Dominicana detalla los proyectos que aportarán 600 MW al sistema en los próximos seis meses se publicó primero en Energía Estratégica.

Con una trayectoria de más de tres décadas en el sector energético de El Salvador, Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services compartió su recorrido profesional y personal en un entorno históricamente masculinizado.

“Para la mujer siempre fue retador el poder crecer y tener posiciones de liderazgo en nuestros países. Siempre se requirió más esfuerzo que cualquiera”, aseguró.

La ejecutiva explicó que su carrera se desarrolló en todos los niveles del sector: comenzó en las empresas estatales integradas, pasó por el regulador, trabajó 19 años en la distribuidora y desde hace más de cinco años se desempeña en el área de gas natural.

“Siempre trabajé más que los demás y me organicé al máximo para equilibrar trabajo y familia”, afirmó.

Chávez de Mendoza también abordó las desigualdades persistentes, incluyendo la carga doméstica no remunerada que enfrentan las mujeres.

Entre los principales obstáculos que enfrentan las mujeres, señaló la inseguridad y la autolimitación.

“Una no tiene que limitarse a sí misma”, advirtió. “A los hombres se les pregunta si pueden hacer algo y dicen sí, aunque no sepan cómo. Nosotras dudamos más. Yo les digo a las jóvenes: cualquier cosa que les digan, digan sí, y después averigüen cómo hacerlo”, aconsejó.

También explicó que muchas veces las mujeres no exigen lo que merecen.
“Cuando te ofrecen una posición, lo primero que tienes que decir es cuánto más me vas a pagar”, señaló.
“Muchas veces somos culpables de la inequidad salarial porque no preguntamos”.

Además de su trayectoria técnica, Chávez de Mendoza lideró procesos de integración femenina en el sector. Es una de las fundadoras de la primera red centroamericana de mujeres ejecutivas en energía, formalizada en noviembre de 2024 en Costa Rica.

“Tenemos participantes en todos los países. Todas pensamos que tenemos la capacidad de tocar temas técnicos y llevarlos adelante”, dijo.

En esa línea, destacó la importancia de construir espacios de visibilidad. Está organizando un panel técnico regional con participación femenina en el marco del Congreso Regional de Energía, que se realizará del 4 al 6 de septiembre en El Salvador.

“La idea es que vengan y escuchen mujeres, porque siempre son solo hombres los que hablan”, remarcó.

Por otro lado, trabaja junto a KPMG en iniciativas de inclusión. Una de ellas es el ciclo Momentum 2025, que se iniciará con un webinar el 26 de agosto enfocado en productividad y sostenibilidad energética. Luego, en la semana del 9 de septiembre, se realizarán talleres presenciales en El Salvador, Guatemala, Honduras y Costa Rica, centrados en equidad de género.

“Queremos llegar a los CEOs con un toolkit para mostrarles cómo mejorar la equidad de género y cómo eso puede mejorar la productividad”, explicó.

Finalmente, Chávez de Mendoza defendió la necesidad de implementar cuotas de género en empresas del sector, especialmente en áreas técnicas.

“Antes no creía en las cuotas, pero ahora veo que son necesarias”, admitió.

La ejecutiva concluyó: “no es fácil que las empresas permitan esa participación de la mujer en estas áreas. Es una preconcepción muy instalada”.

La entrada Rompiendo techos de cristal en el sector energético: la historia de Ingrid Chávez de Mendoza se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de la Nación y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) abrieron las ofertas económicas (sobres B) de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina.

Energía Estratégica, medio de noticias internacional especializado en el sector renovable, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde se conocieron los precios que propusieron las 14 empresas participantes para los 27 proyectos que compiten.

En términos generales, el precio promedio es de USD 12674 MWmes, con valores mínimos que rozaron los USD 10160 MWmes y máximos de USD 15000 MWmes; es decir que hubo una diferencia de casi un tercio en el precio entre ambos extremos.

Según pudo constatar este portal de noticias, las firmas que mejor se posicionaron con sus propuestas económicas son Central Puerto (ofertas más bajas de toda la licitación), Coral Energía, MSU Green Energy y Rowing, dado los nodos donde participan y ofertas correspondientes.

Si bien resta definirse la adjudicación final en los próximos días (29 de agosto), desde el sector público y privado manifestaron positivismo sobre los resultados de la convocatoria y aseguran que toda la capacidad será adjudicada.

Esto significa que de la potencia mínima (1182,5 MW)y máxima (1346,9 MW) solicitada, repartida en proyectos que van de 10 MW a 150 MW, se adjudicarían los 500 MW disponibles en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Incluso, no se descarta que haya otra convocatoria similar a AlmaGBA a fin de asignar más capacidad en sistemas de almacenamiento de baterías, ya sabiendo el precio ponderado dado en esta oportunidad y la posibilidad de colocar un valor techo en una futura licitación BESS. 

“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, habían anticipado en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten. 

De todos modos, la adjudicación oficial llegará el viernes 29 de dicho mes y los sistemas BESS que resulten ganadores deberán entrar en operación el 1 de enero de 2027, aunque habrá un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028, bajo un contrato de 15 años a partir de COD.

A continuación, el detalle de las ofertas económicas:
Cortesía de Aires Renewables

Ofertas económicas – AlmaGBA – Cortesía Aires Renewables

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Honduras se encamina a transformar su sistema eléctrico con una licitación de largo plazo que prioriza energías renovables, transparencia y respaldo financiero. El objetivo es cubrir la demanda hasta 2030 y reducir el costo de la energía contratada mediante un modelo de subasta inversa, innovador en la región.

“Las metas estratégicas eran cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2030 y además bajar los precios de la energía contratada”, manifestó el ministro de Energía, Erick Tejada, quien también subrayó la necesidad de incrementar el volumen de capacidad firme del sistema eléctrico nacional.

La estructura de la licitación establece una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables, apuntando a una transformación estructural de la matriz energética del país. Un aspecto destacado es la inclusión obligatoria de un 20% de capacidad de almacenamiento, lo cual favorece la competitividad de soluciones renovables con baterías.

“La proporción de almacenamiento requerida era del 20% y las tecnologías renovables en general con almacenamiento iban a poder competir bien”, aseguró Tejada, dejando en claro que el diseño del proceso fomentaba la integración de soluciones limpias y firmes a la vez.

El proceso está a cargo de la consultora Quantum, que implementará una subasta inversa con rondas sucesivas. El esquema incluye un algoritmo de optimización y un software con un oferente virtual que puja a la baja, garantizando un mecanismo competitivo y trazable.

“La ENEE había contratado a la empresa consultora Quantum para que dirigiera el proceso de subasta inversa y rondas sucesivas”, explicó el ministro, quien destacó que “la implementación de un algoritmo de optimización y el software que usaba un oferente virtual que pujaba a la baja en cada ronda, aseguraba que era un mecanismo eficiente para obtener los mejores precios”.

Este modelo, además, está diseñado para garantizar altos estándares de gobernanza. “El sistema era auditable a cada paso, lo que brindaba un soporte de transparencia sólido”, remarcó Tejada.

Desde el punto de vista financiero, el proceso ya cuenta con respaldo concreto: el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) aprobó una línea de crédito de $300 millones para respaldar los contratos adjudicados.

“El financiamiento ya estaba asegurado y era una doble garantía —además de la soberana— para respaldar los pagos de la licitación”, enfatizó el titular de Energía.

El cronograma establecido para la licitación es referencial, ya que —como es habitual en este tipo de procesos— se realizan aclaraciones, consultas y enmiendas que ajustan los plazos. Por eso, la estrategia apunta a asegurar tiempo suficiente para que los oferentes preparen sus propuestas de forma robusta. “Era importante dejar un buen margen de tiempo para que las empresas prepararan sus ofertas”, afirmó el ministro.

En un contexto político de transición, Tejada también resaltó la relevancia de que el proceso trascienda el cambio de gobierno. “La licitación iba a ser responsabilidad compartida entre el gobierno saliente y el entrante. El proceso era tan transparente y bien llevado que sería importante que existiera la continuidad”, advirtió.

El marco normativo también se actualiza para dar paso a procesos ágiles. Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) emitió un reglamento que habilita mecanismos de contratación rápida.

“Hace poco la CREE emitió un reglamento para licitaciones cortas de compra de potencia y energía”, confirmó Tejada. Y adelantó que “era probable que en este año se saliera con una licitación corta para ampliar capacidad renovable y además traer plantas del mercado de oportunidad al mercado de contratos.”

Esta licitación de largo plazo no solo apunta a robustecer el sistema eléctrico de Honduras con más capacidad firme y precios más competitivos, sino que marca una hoja de ruta para un desarrollo sostenible, con foco en renovables, innovación y transparencia.

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La decisión del Gobierno dominicano de incluir el almacenamiento como requisito obligatorio en la próxima licitación de renovables representó, para ASOFER, un punto de inflexión en la transformación energética del país. Alfonso Rodríguez, presidente de la asociación, sostuvo que la medida respondía a una necesidad urgente de integración eficiente de las renovables, y destacó que “la inclusión obligatoria de almacenamiento respondía directamente a la necesidad urgente de integrar más renovables de forma eficiente y segura”.

En esa línea, Rodríguez remarcó la importancia de la resolución SIE-136-2024, impulsada por la Superintendencia de Electricidad, la cual habilitó servicios de regulación mediante sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems). A su juicio, “esta decisión no solo optimizaba el uso de la energía generada, sino que marcaba un antes y un después en la forma en que concebíamos el sistema eléctrico nacional: más resiliente, más limpio y más competitivo”.

ASOFER consideró que el diseño final de la licitación sería determinante para maximizar su impacto. “Si la licitación permitía que los sistemas de energías renovables con almacenamiento compitieran de acuerdo a sus características óptimas y los servicios que podían prestar, el resultado sería extraordinario”, afirmó Rodríguez. No obstante, advirtió que “en el caso de que se adaptaran a la operación de una máquina térmica, quizá no lográbamos exprimir todo el jugo a esta licitación”.

Desde la asociación también valoraron de forma positiva el cronograma oficial, las nuevas regulaciones técnicas y la reciente infraestructura de transmisión, aunque plantearon ajustes clave para garantizar el éxito.

“El cronograma era ambicioso, y eso era exactamente lo que el país necesitaba: un futuro más sostenible, hoy”, expresó el presidente de ASOFER. Aunque respaldaron el plan, insistieron en que debía ir acompañado de avances concretos en infraestructura, regulación y operación. “Hoy, por ejemplo, se estaba produciendo curtailment o limitación de vertimiento de energía de proyectos de energía renovable en operación, en detrimento de la caja de las distribuidoras y de los proyectos de generación renovable”, señaló Rodríguez.

La resolución CNE-AD-0005-2024 fue identificada como un punto de inflexión. “Fue un catalizador de innovación. ASOFER observó un claro aumento en el interés por proyectos híbridos”, explicó. Además, empresas con plantas operativas evaluaban integrar BESS para mejorar su rentabilidad y prestar servicios de regulación. “Los sistemas BESS no solo cumplían con la normativa, sino que protegían la rentabilidad a largo plazo”, aseguró Rodríguez.

Respecto a los requerimientos técnicos —50% de potencia instalada y cuatro horas de duración para los BESS—, desde ASOFER los consideraron un buen punto de partida, pero no definitivos. “No podíamos aplicar criterios térmicos a soluciones renovables”, subrayó el ejecutivo. Para la asociación, era clave que las regulaciones se ajustaran según tecnología y ubicación. “Adaptar la regulación a estas realidades permitiría una operación más eficiente, evitaría sobrecostos y maximizaría los beneficios para todos los usuarios”.

Rodríguez insistió en que el país debía avanzar hacia una regulación moderna y flexible. “Teníamos ante nosotros la oportunidad de construir un marco regulatorio moderno, flexible y alineado con las mejores prácticas internacionales de hoy”, afirmó. En este marco, planteó como necesario avanzar hacia la liberalización del negocio y la prestación de servicios conforme a los mercados que establezca la SIE.

Desafíos, industria nacional y una infraestructura que acompaña

Los retos técnicos aún eran considerables. “Entre los retos destacaban los costos iniciales, la necesidad de una regulación más ágil, limitaciones en transmisión y la formación técnica local”, indicó Rodríguez. Aun así, vio más oportunidades que obstáculos. “Los sistemas BESS abrían nuevas fuentes de ingresos, como son la potencia, regulación de frecuencia y tensión, servicios auxiliares y otros posibles, que podían ser más competitivos que las soluciones tradicionales”, expresó.

Desde ASOFER estaban trabajando en programas de capacitación, incentivos financieros y propuestas regulatorias para abordar estas barreras. La asociación también vio esta licitación como una oportunidad histórica para dinamizar la industria nacional. “Hoy, más que nunca, debíamos apostar por el contenido local: técnicos especializados, proveedores nacionales, cadenas de valor robustas”, remarcó Rodríguez.

En esa línea, ASOFER colaboraba activamente con INFOTEP e ITLA para capacitar talento en energías renovables y almacenamiento. “Esta licitación sería un catalizador para el desarrollo industrial, y ASOFER estaba lista para liderar ese proceso junto a sus asociados”, sostuvo.

Por último, la reciente entrada en operación de la línea de 345 kV en Montecristi también fue interpretada como un paso fundamental para garantizar la evacuación de energía desde la Zona Noroeste, estratégica para el crecimiento renovable. “Fue una inversión estratégica que fortalecía la capacidad de evacuación desde una región clave para la generación renovable”, afirmó Rodríguez.

Además, la asociación trabajaba junto a ETED para facilitar el acceso a financiamiento y explorar el uso de BESS en transmisión. “Estas tecnologías permitían acelerar la implementación de mejoras, reducir costos y aumentar la eficiencia”, concluyó.

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La candidata presidencial de Unidad por Chile, Jeannette Jara, presentó los lineamientos programáticos que llevará a la primera vuelta. En un documento que destaca la transformación energética como oportunidad de desarrollo nacional, Jara propone posicionar a los sistemas de almacenamiento con baterías como uno de los pilares estructurales de su política energética.

“Chile es un país líder en materia de transformación y descarbonización de la matriz de generación eléctrica, y tiene una oportunidad histórica para posicionarse a la vanguardia mundial en la materia”, menciona el documento. 

En el corazón de su propuesta energética se encuentra la implementación acelerada de sistemas BESS para aprovechar de forma eficiente el potencial solar del país, particularmente en horario nocturno, desplazando así a los combustibles fósiles. 

“Alcanzaremos los 6 GW al año 2028 y crearemos las condiciones de mercado necesarias para que, al 2030, el 20% de la capacidad instalada cuente con almacenamiento”, afirma los lineamientos de la exministra del Trabajo y Previsión Social, quien resultó ganadora de las primarias frente a Carolina Tohá y Gonzalo Winter.

Según la candidatura, este despliegue no solo contribuirá de manera sustancial a la reducción de emisiones, sino que también permitirá una baja estructural en los precios de la electricidad, generando beneficios directos para sectores residenciales e industriales. 

En línea con esta estrategia, la visión de Jara apunta a un nuevo ciclo de crecimiento con orientación exportadora, sustentado en el desarrollo de la economía digital, los encadenamientos productivos y la diversificación de la matriz productiva. Recursos clave como el litio y el cobre —fundamentales para la manufactura de baterías— son considerados activos estratégicos para posicionar a Chile como un actor global de la transición energética.

Asimismo, el programa presidencial dedica un capítulo especial al hidrógeno verde, al que define como una industria fundamental para reemplazar el uso de combustibles fósiles en procesos productivos intensivos. De manera que se proyecta que Chile pueda convertirse en potencia exportadora de derivados del H2, en base a una cartera de inversiones proyectada en decenas de miles de millones de dólares para la próxima década.

El foco se concentrará en las regiones de Magallanes y Antofagasta, donde ya existe un ecosistema incipiente para el desarrollo de esta tecnología. Para ello, se ejecutará el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, con medidas iniciales orientadas a generación de capital humano e infraestructura habilitante.

Oficina Presidencial para destrabar inversiones

Para lograr que estas transformaciones se materialicen, la propuesta contempla la creación de una Oficina Presidencial de Proyectos Estratégicos, encargada de coordinar y articular inversiones públicas y privadas de alto impacto.

unidad trabajará con los equipos de seguimiento de los ministerios de Energía, Minería, Obras Públicas, Vivienda, Economía y Trabajo, y tendrá como funciones centrales destrabar cuellos de botella, gestionar la provisión de insumos críticos y emitir instructivos presidenciales para acelerar tramitaciones prioritarias en las distintas agencias del Estado.

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La entrada en vigor de la Ley del Sector Eléctrico (LESE) en marzo de 2025 marca un punto de inflexión para el mercado mexicano. La nueva regulación, acompañada de un paquete de reglamentos secundarios que aún no fueron publicados, mantiene la prevalencia del Estado en actividades estratégicas, pero abre espacios a los privados. Para Alberto Vázquez Hernández, consultor en proyectos energéticos, aseguró que estos cambios generan un escenario en el que las compañías deben revisar su portafolio y redefinir cómo participan en el mercado.

“Durante el 2021 al 2023 se presentó un estancamiento y un retroceso debido a pausas y cambios en el marco regulatorio que generaron incertidumbre. Las reglas dejaron de ser claras y las empresas debieron replantear sus estrategias para no caer en incumplimientos”, advirtió Vázquez Hernández  diálogo con Energía Estratégica.

Frente al contexto actual de cambios regulatorios, la adaptación es la única alternativa: “Antes se vendía al gobierno mediante subastas, ahora puedes buscar otras opciones para colocar tu energía. El reto es adaptar la logística y cumplir las regulaciones para hacerlo viable”, señaló.

Según el especialista, el sector privado ya suma 23 GW de capacidad, equivalentes al 32% del total nacional, y planea invertir 5.000 millones de dólares entre 2025 y 2027. Esa magnitud de capital obliga a diversificar. “Una empresa puede decidir vender activos, asociarse o migrar a contratos privados. Lo importante es evaluar qué estrategia permite sostenerse en el mercado”, apuntó.

Un ejemplo de esta reconfiguración es la salida de Iberdrola del mercado mexicano y la venta de sus activos a Cox Energy por 4.200 millones de dólares, que incluye 15 plantas con 2.600 mw de capacidad entre renovables, ciclos combinados y cogeneración. Con esta operación, la compañía emerge como uno de los principales actores privados en operación, con un plan de inyectar 10.700 millones de dólares adicionales.Para Vázquez Hernández, estos movimientos reflejan la necesidad de que las empresas tomen decisiones estratégicas rápidas ante un marco regulatorio cambiante y con mayores exigencias de cumplimiento.

En paralelo a la reconfiguración empresarial, el sistema enfrenta una presión creciente de la demanda eléctrica, la cual aumenta un 2,9% anual, y mientras la capacidad instalada en 2023 era de 90.000 MW, el sistema requería más de 110.000 MW para cubrir la demanda real. El consumo pasará de 351.000 GWh en 2023 a 435.000 GWh en 2030, lo que convierte en urgente acelerar inversiones y destrabar permisos de conexión. “Hay muchos proyectos que están detenidos por cuestiones nomás de los permisos de conexión. El operador ya invirtió y ahora no sabe cómo va a operar”, señaló Vázquez Hernández.

El nearshoring agrega presión sobre el sistema eléctrico, especialmente en el norte y en regiones aisladas como Yucatán y Baja California. “Hay regiones que demandan mucho más energía y ahí las empresas deben evaluar no solo dónde generar, sino cómo almacenar y distribuir”, agregó el consultor. Tecnologías de almacenamiento como aire comprimido o bombeo hidráulico comienzan a ser parte de la estrategia corporativa.

Sin embargo, la transmisión sigue siendo el mayor obstáculo. El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024–2038 estima que México debe construir 15.000 kilómetros de nuevas líneas y modernizar buena parte de las existentes para poder incorporar entre 15 y 20 GW de renovables al 2030. Sin esa infraestructura, la expansión quedará limitada.

En este contexto, la generación distribuida emerge como un espacio dinámico de expansión. En 2024 se incorporó más de 1 GW, alcanzando 4,4 GW históricos y un crecimiento interanual del 48,4%. “En generación distribuida no tienes las mismas restricciones de transmisión o conexión que en gran escala. El límite por proyecto permite avanzar más rápido, aunque no sustituye la capacidad que demanda el país”, subrayó Vázquez Hernández. Cabe recordar que la nueva regulación también habilita modelos de autoconsumo de hasta 20 MW, ampliando las posibilidades para privados y consumidores.

En este sentido, el consultor aseguró que las empresas privadas no solo deberán enfocarse en generar energía, sino también en servicios adicionales como eficiencia energética, gestión de consumos, almacenamiento y respaldo. La nueva regulación obliga a un rediseño profundo: de actores que dependían de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como único comprador, a empresas que negocian contratos privados, diversifican clientes y amplían su cartera con servicios complementarios.

La metamorfosis regulatoria en México está reconfigurando el mapa del sector privado. Y, como advierte Vázquez Hernández, el futuro dependerá de cómo los inversionistas logren adaptarse a un mercado que cambia de reglas.

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Brasil se prepara para ingresar en la era de la energía eólica marina, y la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) ya traza una hoja de ruta concreta. 

El cronograma proyectado augura la realización de una primera subasta de cesión de áreas offshore en 2026 y la entrada en operación de los primeros parques offshore después de 2030. Así lo anticipó la presidenta ejecutiva de la entidad, Elbia Gannoum, quien además resaltó la importancia de iniciar cuanto antes el debate técnico, normativo y estratégico.

“La eólica offshore está en un escenario posterior a 2030, quizá en 2032. Pero se debe debatir ahora para llegar a la vanguardia”, sostuvo Gannoum durante el encuentro “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por FES

El Poder Ejecutivo trabaja actualmente en la reglamentación de la ley de eólica offshore, lo que implicará la publicación de un decreto y ordenanzas específicas. Una vez finalizado ese proceso, se espera una subasta para la cesión de uso del mar, seguida por la obtención de licencias ambientales y la estructuración de los contratos y financiamiento de los proyectos.

“Si imaginamos una subasta en 2026, más otros tres años para la licencia hasta 2029 y la búsqueda del PPA y la construcción del proyecto, hablamos para luego del 2030”, puntualizó la referente de ABEEólica.

El cronograma coincide con las últimas decisiones del Ministerio de Minas y Energía (MME), que en julio publicó una ordenanza clave para abrir una consulta pública. El objetivo es recibir contribuciones sobre la metodología de selección de áreas destinadas a la generación offshore, un paso fundamental hacia la planificación estratégica de los futuros desarrollos.

El proceso contempla la delimitación de zonas marítimas o “prismas” que podrán licitarse bajo esquemas de oferta permanente o planificada. Además, los proyectos deberán cumplir con requisitos ambientales y técnicos, asegurar la compatibilidad con otras actividades marítimas y contemplar compensaciones económicas a comunidades costeras.

Por otro lado, la competitividad de la energía eólica offshore crece de la mano de una fuerte baja de costos a nivel internacional, a tal punto que, según Gannoum, en los últimos cuatro años, el coste de los servicios offshore ha caído “alrededor de un 40%, porque el mundo está invirtiendo fuertemente en ellos, principalmente China”.

Esta dinámica se combina con una creciente ganancia de escala, que genera condiciones más atractivas para proyectos a largo plazo. A partir de 2030, Brasil espera una “rampa de consumo elevada” vinculada al crecimiento de data centers, industrias electrointensivas y tecnologías como el hidrógeno verde.

“Será una reanudación del sector con crecimiento de una demanda en GW de capacidad”, estimó la ejecutiva. Y uno de los elementos estructurales del nuevo ciclo será el cambio en la forma de contratación de energía. Gannoum explica que, actualmente, la energía se vende en el mercado libre, y que el modelo tradicional de subastas públicas ha quedado atrás.

“Hoy en día, ya no hay subastas en Brasil. Los proyectos de eólica offshore tendrán contratos PPA como las demás fuentes. No veo ese escenario de subastas públicas”, afirmó. Por lo que, los futuros desarrollos se financiarán mediante contratos bilaterales en el mercado libre, lo cual requerirá una mayor sofisticación técnica, jurídica y financiera por parte de los desarrolladores.

Un sector en crisis que busca reactivarse

La visión a futuro contrasta con la situación actual del mercado eléctrico brasileño. Gannoum advierte que el país atraviesa una crisis, con una fuerte desaceleración de nuevos desarrollos debido a la falta de contratos y ventas firmadas.

A este contexto se suma la incapacidad del mercado para absorber todo el potencial de inversión existente. Situación que genera un freno estructural que exige respuestas urgentes y planificación de mediano y largo plazo.

“Estamos viviendo una verdadera crisis. Pero avizoramos que, en un horizonte de dos o tres años, saldremos de este valle y notaremos una reanudación en el crecimiento de esta industria”, proyectó.

Y uno de los puntos centrales para resolver la actual coyuntura es el cambio regulatorio y legal, que sigue pendiente pese a que el sector eléctrico brasileño no ha tenido una gran reforma desde hace más de dos décadas.

“Sentimos una carencia de cambio regulatorio. Eso explica la lluvia de medidas provisionales que hay en el Congreso, considerando que la gran reforma que experimentó el sector eléctrico ya tiene 21 años”, denuncia Gannoum.

Esta falta de actualización normativa representa un cuello de botella para atraer nuevas inversiones, diversificar la matriz energética y consolidar una transición energética robusta en el país.

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En Colombia, el impulso hacia una transición energética más acelerada se enfrenta a múltiples retos: alcanzar para 2030 un 12% de capacidad instalada en FNCER, mejorar la flexibilidad del sistema y diversificar la matriz para reducir la vulnerabilidad a fenómenos como El Niño.

Las demoras en licenciamientos ambientales, la falta de infraestructura de transmisión y la compleja interacción con comunidades en zonas de alto potencial renovable siguen siendo factores críticos.

Para los generadores, la IA ofrece ventajas estratégicas: desde la programación óptima de la producción y el despacho inteligente hasta la predicción de precios y curvas de demanda, incorporando variables climáticas, disponibilidad de recursos y condiciones de mercado.

Estas capacidades permiten maximizar ingresos, reducir penalidades por desbalances y aprovechar oportunidades en mercados intradiarios. También facilitan la detección temprana de anomalías en el consumo o en el desempeño de equipos, lo que reduce riesgos operativos.

“Cada vez las compañías son más conscientes de que la inteligencia artificial viene a cambiar las industrias, en particular el sector eléctrico. Va a haber una curva exponencial en el uso y adquisición de estas herramientas”, afirma Elkin Medina, CEO de MVM Global.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo detalla que la IA puede recomendar “los mejores momentos y qué tipo de energía utilizar y cuáles son las horas de producción más óptimas, o qué máquinas utilizar en qué momento, de acuerdo a los costos de energía”. Este enfoque, señala, no se limita a la reducción de consumo, sino que integra métricas que relacionan la eficiencia con la producción real.

El próximo mercado eléctrico andino de corto plazo entre Colombia, Ecuador y Perú, previsto para 2026, amplificará la necesidad de estas herramientas, al permitir transacciones más ágiles y el aprovechamiento de diferenciales de precio regionales.

En un sector que avanza hacia una operación más dinámica y descentralizada, la IA se perfila como un pilar para una gestión energética más estratégica, flexible y competitiva.

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Perú inicia una etapa decisiva para la transición energética con la aprobación de la Ley N° 32249, que moderniza el marco regulatorio, elimina barreras para la energía renovable y habilita la firma de contratos PPA entre generadores y usuarios libres sin necesidad de respaldo de potencia. Por lo que el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que este cambio podría atraer US$ 14000 millones en nuevos proyectos de generación limpia.

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

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Las mineras, uno de los sectores más electro intensivos en Perú, han comenzado a responder a este nuevo paradigma mediante la firma de contratos de suministro renovable (PPAs) y el desarrollo de soluciones de autogeneración. En 2020, Southern Peaks Mining (mina Condestable) fue la primera en certificar el uso de energía 100% renovable, tras firmar un PPA con Statkraft Perú por 18 MW hasta 2033, con respaldo de certificados de energía renovable (RECs). 

Un año después, Anglo American elevó la apuesta con Quellaveco (Moquegua), la primera mina de gran escala en el país abastecida completamente con energía eólica, gracias a un acuerdo con ENGIE que destina la producción de Punta Lomitas (260 MW) a cubrir su demanda. Por lo que se espera que con este nuevo reglamento, que según Margarett Matos, senior Associate Lawyer en Rodrigo, Elias & Medrano Abogados, es “autoaplicativo” y ya está vigente, se verá un crecimiento en las firmas.

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Otro aspecto revolucionario para las energías renovables dentro de la Ley 32249 es el régimen de licitaciones que propone para abastecer al mercado regulado, similar al que rige en Chile desde hace varios años. Brendan Oviedo, especialista en energías renovables y socio del Estudio Hernández, revela que, de acuerdo a conversaciones que ha tenido con tomadores de decisión política, este Reglamento de Contrataciones de Electricidad para el Suministro de los Usuarios Regulados podría aprobarse este mes.

El Reglamento establece tres tipos de licitaciones: las de largo plazo de hasta 15 años con al menos 3 de carencia, mediano plazo hasta 5 años con al menos 2 de carencia y de corto plazo hasta 3 años con al menos 1 de carencia. Las licitaciones deben realizarse anualmente y son de cumplimiento obligatorio. 

Cabe destacar que, durante los primeros 12 meses de vigencia de la Ley 32249, las licitaciones solo podrán convocarse para productos de Potencia + Energía durante horas punta, mientras se transita hacia el nuevo modelo. Asimismo, los Distribuidores que posean activos de generación deberán participar en las licitaciones si desean utilizarlos para abastecer a sus usuarios regulados.

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No obstante, especialistas consultados por Energía Estratégica advierten que hay ciertas resistencias al régimen, sobre todo por parte de las distribuidoras, las cuales se muestran reticentes a que deban incorporar energía a través de estas subastas. Alegan que con estos esquemas podría darse un escenario de sobrecontratación si no se calcula debidamente la migración de usuarios regulados a libres. De superarse estas barreras y aplicarse el reglamento de licitaciones, la expectativa es que el año que viene Perú pueda estrenarse con una convocatoria en este sentido. 

Otro aspecto clave del nuevo marco regulatorio es que se define a los proveedores de servicios complementarios, incluyendo almacenamiento BESS y se ordena al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) cerrar una normativa para desarrollar un mercado para este tipo de servicios. Se estima que la aplicación de este segmento se lleve a cabo a partir del 2026 y que se cree la figura del Proveedor de Servicios Complementarios. 

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Si bien esto permitirá un impulso de sistemas de almacenamiento, los grandes players locales ya han puesto en marcha emprendimientos, contando con know how para montarlos en el país.

Estos tres ejes regulatorios permitirán dinamizar y atraer más oportunidades de inversión al país. Sin embargo, el potencial de crecimiento ya es notable,Perú cuenta con 2,7 GW de proyectos eólicos y solares con concesión definitiva y un pipeline superior a 25 GW en desarrollo. 

Este contexto será eje de análisis en el Future Energy Summit (FES) Perú, que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que abordará estrategias para posicionarse en un mercado que inicia una nueva etapa de PPAs, licitaciones y almacenamiento, y servirá como plataforma para identificar oportunidades y socios estratégicos.

La agenda incluirá la visión estratégica de referentes como Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú. También estarán presentes ISA Energía, COES, EDF Perú, Acciona Energía y otros destacados actores del sector.

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Tras varios años de ralentización, el sector renovable en México busca reactivarse en un nuevo escenario político, económico y normativo. Según el especialista en transición energética, Miguel Fernández, esta nueva etapa está siendo impulsada por tres factores clave: las metas climáticas trazadas al 2030, el fenómeno del nearshoring y una transformación normativa profunda que, si bien aún genera incertidumbre, comienza a abrir oportunidades de inversión.

“Estos tres componentes están incentivando y promoviendo cambios en los esquemas de financiamiento”, aseguró Fernández, y apuntó que el compromiso de alcanzar un 45% de generación renovable al 2030 está marcando la agenda pública y privada, mientras el nearshoring intensifica la demanda energética de polos industriales, especialmente en el norte del país. 

En este contexto, la reconfiguración de los esquemas de financiamiento se vuelve crucial. El especialista remarcó que los desarrolladores deben ampliar su mirada más allá de las herramientas tradicionales del mercado mexicano, especialmente cuando se trata de proyectos de gran envergadura o con componentes sociales. 

“Yo le recomendaría que no se quede únicamente con los esquemas de financiamiento de México”, sugiere el especialista, en referencia a un desarrollador que busca capital para su primer parque renovable. Y aseguró que existen opciones más atractivas en el exterior, como las ofrecidas por el Banco Interamericano de Desarrollo o entidades del sudeste asiático, que están cada vez más interesadas en financiar proyectos de inversión en América Latina.

Además, las entidades financieras locales también están siendo empujadas a transformarse. A partir del próximo año, los bancos estarán obligados a exigir reportes de sustentabilidad más rigurosos a las empresas cotizantes en la Bolsa Mexicana de Valores, lo cual impactará directamente en los criterios de análisis de riesgo y elegibilidad para créditos. 

En línea con esta tendencia, el especialista señaló que es necesario prestar atención a las nuevas guías de descarbonización para entidades financieras, ya que marcan una hoja de ruta clara para acceder a capital verde, especialmente para proyectos alineados con criterios ESG.

Respecto a la rentabilidad de las inversiones en el ámbito industrial, Fernández aportó un caso concreto para el contexto mexicano, en la región central del país, una instalación fotovoltaica para una industria bajo tarifa GDMTH podría recuperar su inversión en un plazo estimado de cuatro años. No obstante, aclaró que si se incorpora un sistema de almacenamiento con baterías (BESS), el retorno de inversión (ROI) se extiende hasta los seis años aproximadamente. Este plazo representa, según el consultor, un escenario competitivo en el contexto actual.

No obstante, Fernández advierte que la rentabilidad proyectada no depende únicamente del diseño financiero, sino también de las condiciones regulatorias y técnicas del país. En México, el marco normativo ha mostrado una dinámica cambiante que obliga a los desarrolladores a reaccionar con rapidez. Como ejemplo, recuerda que una reciente medida en el Mercado Eléctrico Mayorista dividió el territorio en dos zonas, pero fue derogada apenas dos meses después, afectando la planificación y los análisis de riesgo.

“Todo el mundo estaba corriendo con los análisis financieros, buscando inversionistas, y cuando se vino la derogación fue todo un tema”, manifestó el especialista, quien subrayó que estas fluctuaciones normativas pueden impactar directamente en el acceso a financiamiento y en los plazos de retorno.

Para Fernández, la reactivación del sector renovable en México dependerá en gran medida de contar con un marco regulatorio estable y previsible, capaz de dar certidumbre a los desarrolladores y confianza a los inversionistas.

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La licitación PET-3 marca el retorno de Guatemala a las grandes convocatorias de transporte eléctrico después de más de una década, y lo hace de la mano de la PEG-5, que busca adjudicar hasta 1400 MW de generación renovable.

El presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), David Eduardo Cabrera Palomo, subrayó a Energía Estratégica que el éxito de este proceso depende de una planificación que anticipe las necesidades: “Transporte es esa unión de generación con demanda y es la que permite que haya un óptimo despacho y una óptima calidad en cuanto al usuario final”.

PEG-5 contempla contratos de 15 años para plantas nuevas y de 5 años para existentes, permitiendo la participación de tecnologías híbridas y sistemas de almacenamiento (BESS).

Según Cabrera, la integración de estos proyectos “es técnicamente manejable si se aborda con rigurosidad y una buena coordinación interinstitucional”. Sin embargo, advirtió que se requiere “una red que soporte las variaciones y una normativa que se optimice continuamente”.

A su vez, el presidente de la asociación resaltó que “el éxito de una licitación no es adjudicar, es que entren en operación los proyectos que se adjudicaron”.

En este sentido, advierte que hoy los plazos para presentar ofertas en el PET-3 son demasiado cortos para la magnitud de estudios requeridos: inventarios catastrales, estudios arqueológicos, análisis de áreas protegidas y prediseños de obras. “El número que yo presente en mi oferta va en relación al riesgo que debo asumir. Si no me dan tiempo suficiente, los precios tienden a ser más caros por la urgencia”, puntualizó.

Otro factor clave es la gestión de permisos, que en Guatemala puede tomar hasta 5 años, representando dos tercios del tiempo total de un proyecto de transmisión. Cabrera sugirió mecanismos como una ventanilla única estatal para centralizar trámites y “que el gobierno sea corresponsable junto con el adjudicatario de obtener esos permisos”.

Por primera vez, Guatemala lanza licitaciones de transmisión y generación de forma simultánea. No obstante, Cabrera advirtió que la PET-3 no cubre las necesidades que traerá la PEG-5: “La PET-3 cubre necesidades pasadas, de la PEG-4 y electrificación rural; la PEG-5 va a traer nuevas necesidades y para eso se requiere otra licitación”.

El directivo recuerda que históricamente la infraestructura de transporte debe anticiparse a la generación, ya que un proyecto de transmisión puede tardar 7 años en completarse, el doble que uno de generación. “Es como planificar una fiesta: el vestido lo tienes meses antes porque no quieres correr el riesgo de que no esté listo el día”, ejemplificó.

AGTE ha planteado propuestas concretas para mejorar las bases del PET-3 y atraer más participación: digitalización de trámites, plazos definidos para resoluciones municipales y gubernamentales, mecanismos para facilitar la adquisición de servidumbres y segmentación de lotes para evitar que proyectos rápidos se retrasen por mezclarse con otros más complejos.

De acuerdo con Cabrera, “si se logran esos incentivos dentro de las bases de licitación y dinamizamos el marco regulatorio, podremos tener licitaciones exitosas en participación, ejecución y puesta en operación”.

Por ahora, el sector espera las adendas que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar a finales de mes. Cabrera reconoció que “la participación es más escasa de lo esperado porque los inversionistas esperan ver si las adendas logran mitigar el riesgo y ampliar plazos”.

Ana Beatriz Sánchez Melgar, directiva de AGTE, reforzó que “después de esperar 10 años por una licitación de transmisión, se debe cumplir la ley haciendo planificación cada dos años y abrir espacios de participación conjunta entre transportistas, distribuidores y generadores”.

En palabras de Cabrera, “esto es apenas la punta de un gran iceberg: de 140 proyectos prioritarios que el Ministerio identificó, solo 14 están en la PET-3. Si no aceleramos el transporte, no habrá transición energética en el país”

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La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste (ENSA) confirmó a Energía Estratégica su participación en la licitación LPI ETESA 01-25, como compradora de energía bajo el esquema regulado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). Este proceso, desarrollado por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), se enmarca en el primer cronograma plurianual de licitaciones elaborado por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, con el objetivo de asegurar contratos firmes de generación renovable con visión de largo plazo.

Desde la compañía explicaron que ENSA, como empresa regulada, participaba del proceso en conformidad con la normativa vigente. Luz María Mejía, Gerente de Comunicaciones y Relaciones Corporativas, detalló que, aunque ETESA funge como Gestor de Compra, ENSA fue la responsable de remitir los requerimientos de contratación y luego recibir los contratos adjudicados. Aseguró que la empresa seguiría de cerca el proceso para garantizar su cumplimiento y velar por el mejor interés de sus clientes.

Cronograma base presentado:

Respecto del diseño del pliego —contratos a 20 años, inicio en 2029 y tecnologías elegibles limitadas a hidroeléctricas de pasada y eólicas nuevas—, Mejía subrayó que no debía analizarse de forma aislada, sino dentro de una planificación general. En diálogo con este medio, sostuvo que “el Pliego LPI ETESA 01-25 no debía analizarse de forma individual sino dentro del marco de un plan de compras de potencia y energía establecido por la Secretaría Nacional de Energía”. La ejecutiva remarcó que el cronograma prevé cinco licitaciones diferenciadas, orientadas a cubrir la demanda futura con una matriz energética diversificada.

Desde ENSA, el interés principal fue que las adjudicaciones permitieran cubrir las necesidades de potencia y energía —tanto a corto como a largo plazo— con precios competitivos.

“Desde nuestra empresa, el interés supremo era lograr adjudicaciones a precios competitivos para nuestros clientes”, afirmó.

Si bien la licitación 01-25 no contempló la inclusión de energía solar ni almacenamiento, Mejía reconoció que el cronograma sí contemplaba un acto exclusivo para centrales fotovoltaicas. A su juicio, el diseño final de ese proceso permitiría incorporar tecnologías complementarias como el almacenamiento, siempre que existieran condiciones adecuadas para garantizar competencia.

“En dicha licitación podrían incluirse tecnologías complementarias, como el almacenamiento, para establecer condiciones adecuadas de oferta”, explicó.

Sobre el posible impacto tarifario, la ejecutiva advirtió que una única licitación no debería modificar sustancialmente el costo promedio de abastecimiento. Sin embargo, señaló que si los precios adjudicados eran demasiado elevados, podrían afectar la tarifa a largo plazo. Recordó que los precios máximos definidos para esta licitación estaban por encima del monómico actual de compra de ENSA, pero aseguró que desde la empresa esperaban que fuera la competencia la que impulsara los precios a la baja.

“Esperábamos que fuera la competencia la que moviera estos precios para mantener o mejorar los precios que pagan nuestros clientes”, manifestó.

Finalmente, sostuvo que lo determinante no era el precio de un solo contrato, sino el equilibrio de toda la matriz.

“Era la combinación de todas las tecnologías la que iba a definir el costo final de abastecimiento”, expresó.

Proyecciones hacia 2026 y 2027

En cuanto a las próximas subastas incluidas en el cronograma (años 2026 y 2027), Mejía transmitió a Energía Estratégica que la expectativa de ENSA era que se cumplieran los tiempos previstos y que cada uno de los pliegos fomentara condiciones óptimas de participación y competencia.

“Esperábamos que los participantes presentaran ofertas competitivas para obtener los mejores precios posibles”, afirmó.

Además, indicó que con la realización oportuna de estas licitaciones, ENSA podría mantener sus niveles de contratación dentro del rango regulatorio óptimo, lo cual es crucial para proteger a sus clientes de las fluctuaciones del mercado ocasional.

“Era importante que todos nuestros clientes estuvieran respaldados mediante contratos de suministro”, concluyó.

Con más de 2.700 MW de potencia firme renovable proyectados a licitarse entre 2025 y 2028, el cronograma de la Secretaría Nacional de Energía marca un hito en la planificación energética panameña. La licitación 01-25 es solo el primer paso hacia un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y comprometido con la descarbonización. ENSA, al sumarse activamente desde el inicio, consolida su rol en esta transición, apostando por estabilidad, eficiencia y precios justos para sus clientes regulados.

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La primera licitación pública destinada a proyectos renovables en República Dominicana, que incorporó sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB), marcó un punto de inflexión en la transición energética del país. Para Enrique Segura Quiñones, abogado en Business, Corporate y Energy Law en Segura Abogados, “representó un compromiso firme del Estado con la expansión y diversificación de la matriz de generación”.

El proceso fue convocado por el Comité de Usuarios de Energía Distribuida (CUED) y aprobado por la Superintendencia de Electricidad (SIE). Además, se supo que los proyectos adjudicados debían contar con almacenamiento, dado que la licitación estableció nuevas exigencias técnicas al exigir este componente como parte integral.

Segura Quiñones resaltó que “fue la primera licitación pública destinada a proyectos renovables”, lo que la convirtió en un hito para la política energética dominicana.

Desde la perspectiva de inversión, “constituyó una oportunidad relevante para participar en el crecimiento del mercado eléctrico dominicano dentro de un marco regulatorio que había venido madurando”, afirmó.

No obstante, advirtió desafíos técnicos significativos: la exigencia de SAEB para proyectos con concesión previa, la obligatoriedad de prestar servicios auxiliares como grid-forming y arranque en negro, y requisitos técnicos adicionales para el almacenamiento.

“Fueron factores que debieron ser considerados en el diseño y viabilidad de los proyectos”, subrayó.

El bloque de hasta 600 MW —con contratos previstos a 15 años (180 meses)— generó expectativas de alta concurrencia de actores locales e internacionales.

“El tamaño del bloque licitado y la posibilidad de presentar proyectos desde 20 MW crearon un terreno propicio para consorcios con experiencia técnica y respaldo financiero”, sostuvo.

Sin embargo, la bancabilidad de los contratos PPA fue determinante. Persistieron incertidumbres en torno al tratamiento fiscal, particularmente sobre los incentivos de la Ley 57-07, y plazos de construcción de 24 meses, que podrían haberse ajustado según la complejidad y financiamiento.

Aunque no se habían publicado las bases completas, Segura Quiñones anticipó que el diseño competitivo estaría influenciado por el costo del almacenamiento.

“La inclusión del SAEB como componente integral elevó la complejidad técnica y financiera, incrementando los costos de inversión y operación”, explicó.

Por ello, estimó que los precios de adjudicación serían más altos que en PPA sin almacenamiento, y que la claridad en los criterios de evaluación y posibles mecanismos de indexación sería clave para “garantizar una competencia justa y eficiente”.

Pipeline de proyectos y Meta RD 2036

El sector previó nuevas licitaciones en el corto y mediano plazo, alineadas con la meta del 30 % de generación renovable al 2030. Para mantener un flujo robusto de proyectos, Segura Quiñones propuso optimizar la coordinación entre entidades como la SIE, la CNE, el MIMARENA, Hacienda y la DGII, con el fin de agilizar permisos y definir reglas claras para los incentivos fiscales del SAEB.

“Hubiese sido conveniente contar con datos más precisos sobre disponibilidad de red y capacidad de interconexión”, agregó.

La licitación se enmarcó en los objetivos de la Meta RD 2036, cuyo propósito fue duplicar el PIB real al 2036 con un crecimiento inclusivo del 6 % anual.

“La Meta RD 2036 representó una oportunidad histórica para transformar de manera estructural la matriz energética y posicionar al país como hub renovable del Caribe”, afirmó.

El plan contempló mayor penetración de renovables, reducción de pérdidas eléctricas, resiliencia climática mediante generación limpia y redes inteligentes, y el aprovechamiento del nearshoring para exportar energía limpia.

Gracias a la creación de comités sectoriales especializados y una Unidad de Gestión de Resultados, se facilitó el seguimiento de las acciones previstas en la estrategia. En palabras de Segura Quiñones, “el potencial real fue alto; el reto no fue de visión, sino de implementación constante y alineación público-privada”.

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Perú se está posicionando como uno de los mercados con mayor potencial y expectativas de crecimiento en energía solar dentro de América Latina, con más de 14 GW de proyectos en tramitación y construcción. En ese marco, JA Solar se consolida como uno de los actores claves, con un objetivo claro: alcanzar entre el 25% y el 30% de la cuota de mercado este año, tanto para utility scale como para generación distribuida.

La compañía, que estará participando en el próximo encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, ya cuenta con dos grandes proyectos adjudicados, uno es el proyecto CSF Illa en Arequipa de 472 MW, firmado con Inver Renewable Management, que será el más grande del país. Además, firmaron un acuerdo para el proyecto San José de 180 MW, ambos marcan un hito para su posicionamiento.

“A nivel de proyectos ya asignados, somos la marca con mayor cantidad de megavatios comprometidos en el histórico del país”, aseguró Cristhian Romero, Gerente de Ventas de JA Solar para Perú, Ecuador y Bolivia, y señaló que con estas firmas podrán “superar satisfactoriamente” su objetivo de cuota de mercado y apalancar otros proyectos en la región.

“El pipeline de proyectos que prevemos en el país es de unos 800 MW anuales por lo menos hasta el 2027, mientras que a partir del 2028 dependerá de cómo se den las regulaciones”, analizó Romero en diálogo con Energía Estratégica.

Cortesía: Tesga Energy / Sistema de Bombeo – Distrito de Sechura, Piura.

En cuanto a generación distribuida, JA Solar también despliega una estrategia basada en alianzas con distribuidores. Actualmente trabaja con Grupo Sigelec, una empresa local con tres décadas de trayectoria, y con Autosolar, de matriz española. “La idea es poder trabajar de la mano con estos distribuidores y a través de ellos poder llegar a los usuarios finales”, explicó el representante de la compañía.

JA Solar aspira a captar este año un 30% del segmento de generación distribuida, lo que equivale a 25 megavatios, considerando un total estimado entre 80 y 100 megavatios en nuevos proyectos para este 2025 en dicho segmento. La apuesta se enfoca en sectores productivos con alto potencial, especialmente el agrícola: “Es un segmento que estamos viendo con bastante interés, no solo por su impacto económico, sino también social”.

El mercado de generación distribuida está generando expectativas en el sector renovable peruano, ya que, si bien aún no hay un reglamento promulgado, se espera que este año haya novedades.

“Las industrias han ido desarrollando proyectos interesantes, hay expectativas de que este año, y seguramente se mencionará en FES, tengamos un reglamento aprobado. Esto va a generar que comiencen a desarrollarse instalaciones a mayor velocidad, dado que van a tener un ingreso adicional sumado al beneficio de autoconsumo”, detalló el ejecutivo.

En ese marco, JA Solar proveerá módulos para el mayor sistema fotovoltaico de autoconsumo en una agroindustria del país, con una potencia que supera los 6 megavatios y que será instalado por Insoelec Solar SAC

Romero señaló que la base de esta expansión está en su presencia técnica local, una ventaja competitiva que destacó, lo que les permite acompañar los proyectos desde el desarrollo hasta la postventa: “Nuestro objetivo no es vender un módulo y quedar en la venta, sino tener una relación a largo plazo”, subrayó.

Además, aseguró que actualmente están priorizando o módulos con tecnología de celdas TOPCon de alta eficiencia y comprobado rendimiento en climas diversos: “Esta tecnología ya ha sido probada en cada una de las regiones del Perú con éxito, yestimamos que va a permanecer durante los siguientes cuatro años”, destacó.

El entorno regulatorio está impulsando las proyecciones del sector renovable. La Ley N° 28832, recientemente actualizada por la ley N°32249, representa un punto de inflexión. “Esta nueva ley está promoviendo el uso de las energías renovables y va a generar un un flujo de proyectos e inversión interesante en futuros años”, indicó el ejecutivo.

Respecto a la evolución de precios, Romero fue enfático: “Los precios han venido disminuyendo considerablemente en los últimos dos o tres años”, lo que ha dinamizado la ejecución de proyectos. Si bien hoy hay señales de un posible incremento por costos de materias primas y reducción de subsidios en China, estima que no se verá afectada la expansión del mercado peruano, debido al marco regulatorio favorable, la solidez jurídica y el interés creciente de inversionistas.

Sobre su participación en FES Perú, el encuentro que reunirá a los principales actores del sector, manifestó: “Nos alegra que esté por primera vez en el país,  es un espacio para construir y compartir experiencias con empresas locales y de otros países como Chile, Brasil o Colombia”.

Y anticipó que los grandes ejes a debatir serán la nueva ley 32249, el reglamento de generación distribuida y la preparación de las redes eléctricas para integrar nuevos proyectos.

“Nuestro enfoque va a ser mostrar la eficiencia y los casos de éxito de nuestra tecnología en países que ya vienen con muchos más años en el sistema fotovoltaico”, concluyó Romero.

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El crecimiento acelerado de la energía solar en El Salvador —con 734 MW instalados, el 23,7 % de la capacidad total del país— obliga al sistema a dar el siguiente paso: regular el uso de baterías como tecnología clave para respaldar la matriz y evitar vertimientos.

Ingrid Chávez de Mendoza, Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services LTDA. de C.V., advirtió que la integración del almacenamiento es urgente para sostener la confiabilidad del sistema eléctrico. “La generación fotovoltaica nos estaba apoyando mucho en estas horas del día, pero si estaba nublado o durante la noche, se veía la disminución drástica del tipo de recurso”, planteó. “No era potencia firme”, subrayó.

Si bien ya existen baterías operativas en el país, su uso está restringido por la regulación vigente. Hoy solo pueden operar durante el período en que el sistema solar está produciendo. Esto impide que las instalaciones acumulen energía y la liberen durante la noche o en horarios de baja generación.

“Era una primera fase de la regulación que permitía eso, pero no permitía hacer un shifting para generar en otras horas ni para evitar vertimiento”, detalló la ejecutiva. “Tampoco lo permitía para dar servicios auxiliares al sistema”, añadió.

Estas barreras técnicas impiden que el almacenamiento cumpla funciones estratégicas dentro del sistema eléctrico: como el arbitraje de precios, el soporte en horas punta, la estabilización de la red y la prestación de servicios secundarios.

Por esa razón, la Unidad de Transacciones y la Dirección General de Energía ya trabajan en una nueva regulación. Si bien aún está en evaluación, el sector espera que el proceso no se dilate.

“Todavía está en evaluación. Uno esperaría que en este año o a la mitad del otro ya lo tuvieran. Ya tenían varios meses de estarlo evaluando, pero cada vez se volvía más necesario. El sistema ya lo requería”, afirmó Chávez de Mendoza.

Mientras tanto, empresas privadas y el propio Estado avanzan con nuevos desarrollos que incluyen baterías desde su concepción. “Todo el mundo ya estaba pensando en que la batería iba a ser un tema necesario”, sostuvo la Directora de EDP Services.

Una región que ya avanza y un país con potencial por destrabar

El Salvador no parte de cero: tiene un mercado renovable en crecimiento, un marco institucional estructurado y la experiencia de haber articulado políticas de largo plazo que lo convirtieron en exportador neto de energía.

Sin embargo, la falta de normativas actualizadas en almacenamiento amenaza con desacelerar ese impulso. Hoy, las baterías no pueden participar del despacho ni ofrecer servicios al sistema, y los desarrolladores deben enfrentar obstáculos como la imposibilidad de que los transmisores amplíen subestaciones preventivamente, lo que complica la interconexión de nuevos proyectos.

En paralelo, América Latina ya supera los 2,5 GW de capacidad instalada en BESS, liderada por países como Chile, que ya desplegó más de 1.000 MW y proyectos icónicos como Capricornio (264 MWh) y Oasis de Atacama (hasta 2,5 GWh de almacenamiento solar).

La tendencia también avanza con fuerza en México, Colombia y Brasil, donde el almacenamiento se combina con renovables para estabilizar la red, absorber excedentes y generar en horarios críticos.

El Salvador, con una participación solar significativa y una demanda creciente por soluciones de respaldo, tiene una oportunidad concreta para ponerse a tono con los líderes regionales.

“Creíamos que hacia eso íbamos”, concluyó Chávez de Mendoza, convencida de que el país puede consolidar su transición energética si logra destrabar la regulación del almacenamiento y abrir el camino a nuevas inversiones en flexibilidad.

La entrada El Salvador busca destrabar su regulación para capturar el potencial del almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

La heterogeneidad y lentitud de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en el licenciamiento ambiental es hoy el principal cuello de botella para los desarrollos de generación, especialmente los solares de escala media.

Así lo aseguró el exdirector de la UPME, Adrián Correa, quien considera necesario “repotenciar las capacidades de respuesta de las administraciones».

En diálogo con Energía Estratégica, el actual asesor y académico, indicó que existen 18 GW de generación aprobados en distintas fases —desde licenciamiento, consecución de terrenos y construcción, hasta pruebas— que “podrían cubrir los problemas energéticos de Colombia por tal vez un poco más de una década”, sostuvo.

A diferencia de la ANLA, donde se han estandarizado procedimientos y se redujeron tiempos promedio de evaluación de 155 a 62 días entre 2016 y 2020, las CAR presentan criterios, plazos y capacidades dispares que frenan los expedientes.

En la misma línea, el nuevo esquema LASolar —para proyectos 10–100 MW— fija plazos definidos (verificación en 5 días hábiles, requerimientos en 10 días, respuesta del promotor hasta 30 días prorrogables y decisión en 10 días), con una reducción de tiempos del 70 % frente al trámite tradicional.

El objetivo es replicar, en el ámbito descentralizado, la agilidad observada en la ANLA: formatos únicos, sistemas de información homogéneos, métricas públicas de desempeño por corporación y mecanismos de apoyo técnico (p. ej., equipos volantes o mesas técnicas sectoriales) que reduzcan la dispersión de criterios y acoten tiempos de evaluación.

Planeación socioambiental temprana: del papel a la práctica

Durante su gestión, Correa impulsó un cambio de enfoque en la planeación para anticipar riesgos sociales, ambientales y territoriales.

“Se creó un grupo social, ambiental y territorial dentro de la unidad de planeación. Es una técnica para incorporar señales, alertas, para hablar con las comunidades”, explicó.

Para bajar la conflictividad y mejorar la trazabilidad de los proyectos, en 2024 se realizaron visitas previas a comunidades explicando el alcance de las convocatorias en transmisión: “la gente ni siquiera sabía que había un proyecto identificado y se daba cuenta cuando ya empezaban trabajos”.

Esta diligencia temprana se complementó invitando a autoridades ambientales al Comité Asesor de Planeación, integrando señales sociales y ambientales en la definición de obras.

El caso La Guajira muestra el valor de la articulación interinstitucional: el trabajo conjunto con Minenergía, MinAmbiente y MinInterior permitió cerrar consultas previas y radicar el licenciamiento de la línea colectora en 2023, habilitando el paso a la evaluación ambiental.

Un problema multifactorial que exige coherencia institucional

Correa subrayó que el rezago de las renovables no convencionales no tiene un único responsable: hubo fallas de relacionamiento temprano, desconocimiento territorial y episodios de falta de articulación público‑privada; además, ciertas dinámicas regionales y políticas exacerbaron conflictos.

“Es un problema multifactorial… un país que realmente tiene muchos componentes bastante complejos”, describió, aludiendo también a contextos de economías ilegales y actores armados.

Pese a ello, identificó avances en los últimos dos años que empresas como ISA y Grupo Energía de Bogotá “reconocen” en materia de acompañamiento estatal y presencia territorial.

Otro acierto destacado fue la Misión Transmisión y el Plan de Modernización con 98 obras como hoja de ruta para robustecer la red y habilitar la transición.

No obstante sí cree necesario un “combo” tecnológico para flexibilidad y confiabilidad: renovables (solar y eólica), compensadores síncronos y baterías. “Es un combo absolutamente ganador y que va a estar sí o sí presente en el sistema eléctrico colombiano”, afirmó.

Por último, la señal regulatoria y de planeación para almacenamiento es otra prioridad: la UPME ya identificó obras en el centro y suroccidente, y avanzó en un análisis de impacto normativo para hibridación renovables+baterías, cuyo diseño de incentivos (puntos de conexión, subastas o cargos) será determinante para la bancabilidad.

La entrada Apuntan a las CAR y a la planeación socioambiental temprana para destrabar 18 GW solares en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

La ley de fomento a las energías renovables de Argentina está llegando a su fecha límite. Este año vence la estabilidad tributaria que protege al sector que permitió que las energías limpias cubrieran el 16,5% de la matriz eléctrica en 2024.

Es por ello que desde el ámbito legislativo apuntan a prorrogar el régimen por dos décadas más para sostener el crecimiento renovable y evitar futuros impuestos al sol o al viento por parte de distintas autoridades. 

“Trabajamos con cámaras, gobernadores y con el gobierno nacional en una iniciativa para renovar ese blindaje fiscal, y que haya 20 años más de estabilidad tributaria, pensando también que ya no hacen falta metas para el desarrollo porque ya se logró, pero sí reglas del juego claras”, indicó Martín Maquieyra, diputado nacional por La Pampa y vicepresidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados. 

“El sector no pide otros beneficios o metas más ambiciosas, solo que no se impongan más impuestos que los actuales”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica..

No obstante, algunos beneficios contemplados no llegaron a utilizarse plenamente y, por ende, el vencimiento de la normativa dejaría al sector expuesto, lo que representaría un retroceso que atente contra el potencial ERNC a nivel nacional, y con el riesgo de que cualquier jurisdicción imponga tributos adicionales.

En paralelo, el legislador subrayó que la demanda futura de energías renovables está respaldada por sectores como la minería y los hidrocarburos, que ya desarrollan proyectos con fuentes limpias, por lo que continuar con la normativa vigente resultaría un paso en la transición energética local. 

Proceso legislativo y contexto político-electoral

La propuesta legislativa consiste en un proyecto de ley de cuatro o cinco artículos, enfocado exclusivamente en la prórroga de la estabilidad tributaria. Según el diputado, “parecería un proceso simple, pero el año de elecciones legislativas (se celebrarán el domingo 26 de octubre) puede dificultar el consenso necesario”. 

El plan contempla varias alternativas: presentar el proyecto ahora, esperar a después de las elecciones para avanzar en un clima más propicio o impulsarlo tras un recambio legislativo que dé mayor respaldo al oficialismo.

“Durante el verano no se puede perder tiempo, porque apenas caigan los beneficios, habrá riesgo de que se impongan impuestos”, enfatizó Maquieyra. 

Es decir que si bien las cámaras del sector renovable y varios gobernadores respaldan la continuidad del régimen, la ventana de oportunidad legislativa será estrecha en un año donde las tensiones políticas podrían postergar la discusión.

Con el reloj legislativo corriendo y metas aún por alcanzar, la prórroga de la Ley N° 27.191 se presenta como una pieza clave para garantizar que la Argentina no pierda el impulso que la llevó a estar cerca del 20% de cobertura renovable. El desafío es lograr que la política electoral no frene un consenso que el sector considera urgente.

La entrada Proponen extender por 20 años la estabilidad fiscal para energías renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

En Colombia, levantar capital para un parque solar no solo implica encontrar inversores, sino asumir un costo financiero que duplica al de mercados consolidados como el alemán. Con un WACC que supera el 15%, el peso del riesgo país representa una carga significativa que encarece la energía antes de que se genere un solo kilovatio.

La consecuencia: proyectos menos competitivos, inversionistas más cautelosos y un desarrollo renovable que avanza a contracorriente frente a países con condiciones macroeconómicas más estables.

Jorge Sierra Almanza, Gerente de Operaciones de Enersinc, advierte que en proyectos fotovoltaicos y eólicos, el capital puede representar entre el 60% y el 70% del costo total. “En países como Colombia, Ghana o Argentina, donde el WACC (costo promedio ponderado del capital) está por encima del 15%, gran parte del LCOE se destina a pagar intereses y retornos a los inversionistas”, explica, citando datos del último informe de IRENA.

En mercados con menor riesgo crediticio —como Dinamarca o Alemania— el impacto financiero no supera el 30%. Esa diferencia hace que la energía generada localmente sea menos competitiva y limita el desarrollo de proyectos frente a países más estables.

El alto WACC no es un problema solo para los desarrolladores: se traslada al Costo Nivelado de Energía (LCOE) y, en última instancia, al precio que pagan hogares y empresas.

Según Sierra, los precios promedio para proyectos solares a gran escala en Colombia se ubican entre 250 y 330 COP/kWh, mientras que en generación distribuida —menos escalable— superan los 350 COP/kWh.

Para revertir la situación, el especialista plantea una estrategia múltiple: garantías soberanas, seguros de riesgo cambiario, mayor participación de la banca multilateral y, sobre todo, “garantizar estabilidad jurídica y coherencia regulatoria” para mejorar el apetito inversor.

Colombia cuenta con 1.411 proyectos solares registrados con solicitud de conexión, que suman 74.599 MW, según datos de la UPME a julio de 2025. Sin embargo, muchos han quedado frenados o han cambiado de dueño por costos y riesgos no previstos.

Oportunidades y señales positivas

No todo es negativo: la caída global de hasta el 70% en el precio de equipamiento solar —incluyendo módulos e inversores— ayuda a amortiguar el sobrecosto financiero. Además, el país sigue siendo atractivo para actores con experiencia local, contratos sólidos y beneficios tributarios, capaces de obtener retornos por encima del 15%.

Para Sierra, este es un momento estratégico: “Los países con alta penetración solar ya no ofrecen los mismos retornos. Es la oportunidad de atraer inversiones hacia mercados como el nuestro, pero necesitamos resolver el sobrecosto financiero para que eso ocurra”.

En este escenario, también cobra relevancia la implementación de un nuevo mercado intradiario.

La propuesta del DETOR, aún en borrador, permitiría redespachar generación y corregir desvíos de forma diaria, reduciendo penalizaciones y bajando el riesgo operativo para las plantas renovables.

A diferencia del mercado spot, esta primera fase sería un mecanismo de ajuste diario gestionado por el operador del sistema, y podría estar vigente este mismo año si existe voluntad política.

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El próximo martes se llevará a cabo la apertura de ofertas económicas de la licitación de 500 MW sistemas de almacenamiento “AlmaGBA” de Argentina. Y previo a dicho acontecimiento, la Secretaría de Energía de la Nación anunció que los titulares de los 27 proyectos que compiten podrán presentar un sobre B complementario, habilitando la reducción de precios ofertados originalmente. 

Esta decisión responde a una modificación arancelaria clave impulsada por el Poder Ejecutivo, dado que, a partir del Decreto 513/2025, publicado el pasado 28 de julio, se eliminó el arancel del 18% para la importación de acumuladores interconectados, afectando directamente el costo de inversión de los sistemas de almacenamiento. 

Ante este nuevo escenario, se dispuso que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) reciba sobres B complementarios una hora antes del acto de apertura de ofertas económicas, con la particularidad que deberá incluir un factor de minoración entre 0,90 y 1. 

Este coeficiente será aplicado sobre el precio base de la potencia ofertada, determinando así el nuevo valor que se tomará en cuenta para la evaluación de las propuestas. Y según fuentes de CAMMESA, permitirá la reducción de precio de “hasta 10%”. 

Y cabe recordar que hay 14 firmas participantes son BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar (únicas dos compañías internacionales presentadas).

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

De esta manera, las empresas tendrán la posibilidad de ajustar sus propuestas económicas en línea con la nueva estructura de costos, manteniendo sus condiciones técnicas y calificaciones previas. Mientras quienes no presenten el sobre B complementario mantendrán el factor 1, es decir, sin modificación de precio. 

Desde CAMMESA aseguraron que si eventualmente llega a haber algún empate se seguirá utilizando el factor de mayoración original, aunque “resulta difícil que haya empates” debido a que con la nueva medida se implementa un factor de minoración que tiene tres decimales y “difícilmente coincidan dos precios”.

La habilitación de este mecanismo busca transparentar la mejora económica que implicará para los proyectos la eliminación del arancel. Según análisis técnicos, esta reducción de barreras a la importación podría representar una mejora cercana a 3% en la tasa de retorno interno de las iniciativas, incrementando su competitividad. 

Expectativas de precios y posibles próximas etapas

Si bien no se han develado valores esperados, desde el hay optimismo sobre los precios que se recibirán con esta instancia complementaria y abren la puerta a la posibilidad de otra ronda BESS en el futuro. 

“Al haber el doble de potencia ofertada, veremos si la Secretaría de Energía se contenta con asignar 500 MW o si luego habrá una ronda complementaria para aquellos proyectos que no fueran designados”, anticiparon en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que la posibilidad de una ronda adicional no está confirmada, pero se evalúa como una opción si las condiciones del mercado y la calidad de las ofertas así lo permiten. En cualquier caso, la implementación del sobre B complementario fortalece el proceso de adjudicación y consolida a AlmaGBA como un instrumento clave para el impulso del almacenamiento energético en Argentina.

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En un contexto de creciente demanda eléctrica y con la capacidad de generación presionada por la falta de inversión en grandes proyectos, el sector privado y diversos especialistas coinciden en que la reactivación de las subastas a largo plazo es una condición indispensable para garantizar el suministro y la competitividad del mercado.

“Hay una necesidad de impulsar de nuevo las subastas, representaban una certeza para los inversionistas y han vivido mucha incertidumbre los últimos años”, aseguró Sofía Díaz Plascencia, especialista en mercado eléctrico, en diálogo con Energía Estratégica.

 La ejecutiva advirtió que, sin este mecanismo, el país difícilmente podrá atraer la inversión necesaria para ampliar la capacidad de generación y cubrir la creciente demanda eléctrica. 

Uno de los principales hechos que generó debate sobre el panorama para los inversores fue la salida de Iberdrola del país. La especialista explicó que, más que una reacción al mercado o a la ausencia de subastas, la decisión fue estratégica, ya que “sabemos que parra la compañía su principal ingreso son las redes de distribución y transmisión, y en México no existe ese mercado”. 

En su lugar, ingresó la española Cox, con un modelo de negocio distinto. Para Díaz Plascencia, esto refleja que no todas las empresas responden igual a la incertidumbre regulatoria: “Si algo no ha estado funcionando a una empresa, no quiere decir que a otras no les vaya a funcionar. Hay nuevas empresas que están viendo a México como un mercado clave para inversión”.

Cabe recordar que entre 2016 y 2018, las subastas a largo plazo fueron el principal motor de expansión de las energías renovables en México. Estos procesos adjudicaban contratos de entre 15 y 20 años que aseguraban ingresos estables para los desarrolladores. “Si invertías en un proyecto, sabías que durante ese tiempo ibas a tener un ingreso garantizado”, recordó. El esquema ofrecía certidumbre a los inversionistas y permitió la entrada de capital extranjero, aumentando la competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Con el cambio de gobierno en 2019, las licitaciones fueron suspendidas. Díaz Plascencia apuntó que la ausencia de subastas ralentizó el desarrollo de proyectos utility scale, mientras que la generación distribuida creció, pero sin la capacidad de sustituir la escala y el impacto de los proyectos licitados.

El nuevo marco legal aprobado este año incorpora la figura de “producción a largo plazo”, que modificará el concepto tradicional de subasta. Según la especialista, “la totalidad de producción de energía y productos asociados es exclusivamente para la empresa pública del Estado”. Esto significa que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) será el único comprador y representante en el mercado, incluso para proyectos calificados. 

La ley también establece que la inversión privada no podrá superar el 46% en este esquema, reservando la mayor parte para CFE. Además, se elimina la figura del autoabasto, que permitía a las empresas asociarse con generadoras para asegurar su suministro. Para Díaz Plascencia, el nuevo esquema reconoce que “CFE no puede dar abasto a toda la demanda del país”, por lo que permite que los privados participen en proyectos de generación. Sin embargo, advierte que concentrar toda la comercialización en un único comprador podría desincentivar a los desarrolladores que buscan diversificar clientes y contratos.

Aunque la nueva ley ya se publicó, la reglamentación secundaria aún no se conoce y se espera que el Gobierno la lance el mes que viene, ya que el 15 de septiembre se cumple la fecha límite de 180 días a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para hacer los cambios necesarios.

Díaz Plascencia concluyó que el éxito del nuevo modelo dependerá de que logre combinar el fortalecimiento de CFE con condiciones atractivas para el capital privado. “Esperemos que las leyes secundarias traigan buenas noticias”, proyectó.

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Durante su participación en el Ciclo Leaders de Strategic Energy Corp, Enrique García, director de Latinoamérica e Iberia de GCL System Integration, y Vítor Rodríguez, director técnico de Latinoamérica y Europa, presentaron la tecnología que marcará el rumbo de la compañía en los próximos años: los módulos perovskita tándem.

Esta innovación combina celdas de silicio con perovskita, superando el límite de eficiencia del 30% y alcanzando un estimado del 32%. “Estamos tan convencidos que inauguramos una fábrica de 2 GW y comenzaremos a entregar en la segunda mitad de 2026”, detalló Rodríguez. Según García, esta solución permitirá un salto del 8% en eficiencia manteniendo costos competitivos, reduciendo emisiones y consumo energético, con un impacto fuerte previsto para 2027.

La segunda gran apuesta es la trazabilidad de las emisiones de carbono y la reducción de huella en toda la cadena de valor. GCL, cuarto grupo energético del mundo y octavo fabricante global de módulos, ha desarrollado un proceso basado en silicio granular (FBR) que reduce un 74% las emisiones frente al método Siemens, alcanzando una media de 360-370 kgCO₂/kWh, muy por debajo del límite de 500 kg exigido en Francia. “Esto nos permite acceder a más bonos verdes y bonificaciones”, explicó Rodríguez, quien subraya que las ventajas se certifican con auditorías de TÜV Rheinland y el esquema Ecovadis.

La innovación también llega de la mano de la inteligencia artificial. GCL ha implementado una línea de producción inteligente en Singapur que ahora la escalará a todas las etapas, desde obleas hasta módulos. “Con IA mejoramos y optimizamos procesos de producción, calidad del producto y además ayudamos a clientes en operación y mantenimiento”, indicó Rodríguez.

En cuanto a tendencias tecnológicas, GCL desarrolla en paralelo BackContact para aplicaciones comerciales e industriales de bajo albedo y TopCon 2.0 para grandes plantas utility-scale. “Nuestra política es ver los proyectos y decidir junto a los clientes cuál es la mejor solución”, apuntó Rodríguez, destacando la flexibilidad en formatos y tecnologías según las condiciones de cada mercado.

García también analizó el escenario actual del mercado fotovoltaico en Latinoamérica, que califica de “absolutamente insano” por el exceso de capacidad y las ventas a pérdida de varios fabricantes. Explicó que algunos productores han pasado de 20 GW a más de 100 GW en capacidad, pero ahora se ven obligados a reducir líneas porque no logran llenarlas, incluso vendiendo por debajo de costo. “El sector solar se define por la inestabilidad, con cambios regulatorios y de mercado que nos obligan a adaptarnos constantemente”, remarcó.

Frente a ese contexto, GCL ha mantenido en 2024 una ocupación de fábrica del 93%, muy por encima de competidores que operan al 75% y otros al 50%. “Cuando un panel se vende un 10% o 15% por debajo de la potencia contratada, estamos ante un problema de calidad y sostenibilidad del negocio”, advirtió, haciendo referencia a prácticas detectadas en mercados como Brasil.

A esta situación de volatilidad se suma la presión de los precios internacionales: “Los materiales de China han subido un 40%, el silicio en una semana un 25%, el wafer entre un 40% y 43%, y la célula un 17%, por lo que es inevitable que el módulo también suba”, detalló.

Gracias a su integración vertical, GCL ha podido anticipar estos cambios y avisar a sus clientes con días o semanas de antelación, ventaja que atribuye a contar con órganos de decisión que permiten anticipar tendencias tanto en la compra de silicio como en la venta de módulos. El directivo advierte además sobre el impacto de los impuestos chinos a la exportación: el año pasado la devolución del IVA pasó del 13% al 9%, y para 2025 desaparecerá el “rebate”, generando un alza adicional del 9% en los precios de exportación. “Esto añade otra capa de inestabilidad a un mercado que ya es muy dinámico”, afirmó.

Con una estrategia que combina innovación disruptiva, control total de la cadena de valor y relaciones a largo plazo con clientes, García resume el rumbo de la compañía en tres palabras: “Confianza, seguridad y transparencia”.

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Honduras avanza con una licitación inédita en el país y en la región: 1500 MW bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT), que combina energías renovables con almacenamiento de cuatro a más de doce horas. El objetivo es mejorar la competitividad del sistema eléctrico, ofrecer capacidad firme y reducir la dependencia de fuentes fósiles costosas.

“Esta licitación incorpora avances técnicos que son innegables y que, bien ejecutados, pueden marcar un cambio en la forma en que el país contrata nueva capacidad”, asegura Eduardo Benaton, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER).

El diseño aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) se basa en un modelo de subasta inversa por rondas sucesivas, donde la competencia busca lograr precios más bajos. Además, se establecen bloques de almacenamiento de 4 a 10 horas y la posibilidad de competir con soluciones de más de 12 horas, lo que envía una señal clara a desarrolladores para ofrecer potencia renovable confiable.

Mecanismos como la oferta virtual de referencia y la oferta virtual de costo máximo funcionarán como seguros frente a sobrecostos o fallas de cierre financiero. Al tratarse de una licitación BOT, los proyectos serán transferidos a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) al final del periodo de operación privada, lo que exige planificar la transición para no heredar activos sin garantías de mantenimiento ni reposición.

Uno de los puntos críticos es la bancabilidad del proceso. La ENEE arrastra una deuda con generadores privados que asciende a L 17000 millones y enfrenta pérdidas anuales superiores a L 14000 millones, las más altas de Centroamérica.

“En esas condiciones, las garantías soberanas y las reglas fiscales claras no son un detalle, son condición de vida o muerte para que los inversionistas entren”, advierte Benaton.

La modalidad BOT suma un reto adicional: el operador estatal deberá contar con capacidad técnica y financiera para asumir activos complejos al final del contrato. “Es fundamental evitar que la transición derive en fallas de servicio o en dependencia de proveedores externos sin contratos de respaldo”, puntualiza.

En el plano técnico, el pliego también plantea desafíos de integración. La coordinación con el Centro Nacional de Despacho (CND) será clave para que restricciones de transmisión y topes por nodo no frenen proyectos competitivos en la subasta.

El almacenamiento BESS es el componente que transforma energía variable en capacidad despachable, permitiendo cubrir horas críticas y reducir la dependencia del mercado de oportunidad, hoy distorsionado por techos de precio.

“Quien quiera potencia firme renovable debe respaldarla con almacenamiento bien dimensionado y eficiente, capaz de aportar confiabilidad sin disparar innecesariamente el LCOE”, explica Benaton.

Aunque este equipamiento eleva el CAPEX, puede estabilizar el costo horario y aplanar la curva de costo monómico, generando ahorros sistémicos que justifican su integración.

Entorno político, incentivos y visión a 2030

El cronograma de la licitación coincide con un año electoral, lo que podría generar cambios de prioridades. Sin embargo, Benaton considera que la inseguridad jurídica actual pesa tanto o más que la coyuntura política.

“Los retrasos de hasta tres años en permisos ambientales, las amenazas de expropiación y las decisiones unilaterales sobre techos de precio afectan la credibilidad del país”, sostiene.

El hecho de que la licitación esté respaldada por resoluciones de la CREE y un protocolo técnico del evento económico otorga trazabilidad, pero para el presidente de la AHER, “ese marco hay que defenderlo y cumplirlo al pie de la letra para que el proceso no pierda credibilidad”.

En lo financiero, el impacto de incentivos bien diseñados puede ser determinante. En un país donde el costo promedio del kWh ha subido 33,6 % desde 2021, reducir el WACC no es un lujo.

“Es la diferencia entre proyectos viables y proyectos inviables”, afirma Benaton.

A futuro, la AHER proyecta que para 2030 el sistema eléctrico nacional podría superar el 65 % de generación renovable, con el almacenamiento como estándar en nuevos desarrollos y una base térmica eficiente como respaldo. No obstante, la transición BOT debe garantizar que el país reciba infraestructura lista para operar, con manuales, repuestos, capacitación y soporte garantizado.

“La meta es que la transferencia sea un salto de calidad y no un problema heredado”, concluye.

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El gobierno de Argentina confirmó la aprobación de un nuevo proyecto renovable dentro del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), herramienta de largo plazo para proyectos nuevos o ampliaciones de proyectos preexistentes que representen inversiones significativas para la economía nacional.

El proyecto en cuestión es el parque eólico Olavarría, presentado por PCR y ArcelorMittal Acindar, que tendrá 180 MW de capacidad y representará una inversión de más de USD 250.000.000 en la provincia de Buenos Aires.

El ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, fue quien anunció la aprobación de adhesión a través de un mensaje en su cuenta de X (antes Twitter). Y de este modo, el PE Olavarría se convierte en el séptimo proyecto – y el segundo renovable – adherido al RIGI (el primero fue la planta solar El Quemado de YPF Luz). 

La asociación de PCR y Acindar para el parque eólico Olavarría no sólo incluye la construcción de una planta ERNC de 180 MW, sino también abarca una serie de obras de repotenciación del transporte en las estaciones transformadoras de esa localidad y de Ezeiza, siendo PCR la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.

Dichas obras permitirán ampliar la capacidad del sistema de transmisión en el corredor de la Línea de Alta Tensión de 500 kV que une Bahía Blanca con Abasto en la provincia de Buenos Aires y, al mismo tiempo, posibilitar la construcción de nuevos centros de generación renovable.

PCR consolida su camino hacia 1 GW renovable en Argentina con proyectos de generación y transmisión

Además, PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de Generación Eléctrica Argentina Renovable I SA (GEAR I SA), en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con una potencia total de 112,5 MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis. 

Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que genere el nuevo Parque Eólico Olavarría serán para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.  

A partir de la adhesión al RIGI, las compañías PCR y ArcelorMittal Acindar deberán desembolsar al menos el 40% del monto del proyecto comprometido dentro de los dos primeros años. 

Mientras que entre los principales beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios que tendrán se destacan el acceso gradual a la libre disponibilidad de divisas por exportaciones (100% a partir del tercer año – el punto de partida es la puesta en marcha del proyecto) y derechos de importación 0% para bienes de capital “nuevos”, repuestos, partes y mercaderías de consumo, y la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35%, entre otros. 

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Perú está a la espera de la definición del nuevo reglamento de generación distribuida que se publicó en 2024. Fidel Antonio Rocha Miranda, socio del estudio Santivañez Abogados, advirtió que este marco normativo podría frenar el desarrollo de nuevos proyectos si no se corrigen aspectos clave como el límite de potencia y el tratamiento tarifario. 

“Este reglamento no va a solucionar los problemas del sector y, en algunos casos, introduce más incertidumbre de la que ya existe”, subrayó Rocha Miranda en diálogo con Energía Estratégica.

Uno de los puntos más críticos es el límite de 200 kW de potencia, establecido en el borrador, ya que este umbral excluye a la industria y a cualquier usuario electro-intensivo, limitando el desarrollo a pequeños sistemas residenciales. Además, el borrador no establece reglas claras sobre las tarifas para los excedentes de energía, ni obliga a las distribuidoras a comprarlos en su totalidad.

“La única manera de mitigar el riesgo financiero de estos proyectos es garantizar que toda la producción será adquirida por el distribuidor, y a un precio conocido”, afirmó el entrevistado. Por lo que la incertidumbre en estos dos elementos —precio y cantidad— dificulta cualquier evaluación financiera y, por lo tanto, la posibilidad de inversión.

A esto se suma un nuevo escollo normativo: la eliminación práctica de los contratos bilaterales. Con la ley 32.249 aprobada en 2024, y su respectivo proyecto de reglamento, se restringe la posibilidad de firmar contratos de largo plazo entre generadores distribuidos y empresas distribuidoras. “Los acuerdos fueron la única herramienta que permitió el desarrollo de la generación distribuida hasta ahora”, remarcó Rocha Miranda.

“Se argumenta que los contratos bilaterales no responden a las necesidades de los clientes finales, pero eso es completamente falso. De hecho, han ayudado a mantener los precios de generación por debajo de los de licitaciones, lo que ha evitado aumentos en las tarifas finales”, enfatizó respecto a la limitación que, bajo su visión, va en contra del funcionamiento real del mercado y de los intereses de los usuarios.

Por otra parte, el sistema eléctrico peruano presenta serias restricciones en las redes de transmisión y distribución, particularmente en regiones como Piura, donde la generación distribuida ha aliviado los problemas estructurales de capacidad. Sin embargo, el abogado apunta que la propiedad estatal de 11 de las 14 distribuidoras a nivel nacional retrasa las inversiones necesarias para expandir o reforzar la red.

“Los planes de inversión en distribución y subtransmisión van al ritmo del Estado, y las empresas estatales enfrentan una regulación más rígida y tiempos de ejecución mucho más lentos que las privadas”, señaló Rocha Miranda. Además, manifestó que la negociación con estas empresas es más compleja, dado que los funcionarios son menos propensos a firmar acuerdos privados por temor a consecuencias administrativas o legales.

Este entramado institucional afecta directamente la viabilidad de la generación distribuida. “Los incentivos regulatorios no alcanzan: también se necesita un cambio en el modelo institucional del mercado”, sostuvo el socio de Santiváñez Abogados. Y enfatizó en la necesidad de que haya empresas que puedan ejecutar proyectos de manera ágil.

Pese a este panorama adverso, Rocha Miranda indicó que si el reglamento es corregido y se introducen los cambios necesarios, hay potencial de crecimiento, dado el elevado interés de actores privados por desarrollar generación distribuida: «Si se alinean los incentivos regulatorios, se podrían mitigar riesgos y viabilizar nuevos proyectos”.

No obstante, el proyecto normativo permanece congelado desde su publicación en 2024, y no hay indicios claros de que el Ministerio de Energía y Minas planee avanzar pronto con su aprobación. Aun así, el sector continúa insistiendo y ya le han hecho saber a las autoridades, con datos concretos, el impacto negativo de la eliminación del modelo bilateral. Y desde el sector confían en que se pueda corregir el rumbo.

Finalmente, Rocha Miranda concluyó con una visión estratégica: “No es viable una distribución eléctrica sin generación distribuida. Todos los beneficios están comprobados: menores inversiones en transmisión, mayor calidad y seguridad de suministro, y flexibilidad operativa para las distribuidoras”. Desde su perspectiva, el reto está en transformar esa visión en una regulación concreta, coherente y funcional.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil publicó una nota técnica que consolida el análisis de las contribuciones recibidas en la segunda fase de la consulta pública sobre regulación de sistemas de almacenamiento (SAE), realizada entre el 12 de diciembre de 2024 y el 30 de enero de 2025. 

En esta etapa, ANEEL se centró en caracterizar los recursos de almacenamiento y definir los servicios que pueden prestarse. Mientras que la tercera será un ciclo de debate sobre temas finales como los agregadores para los distintos servicios, simulaciones en los modelos computacionales e impactos en la operación y formación de precios de corto plazo.

En el documento, el organismo señala que los SAE deben ser tratados como un usuario de la red eléctrica, con la definición de criterios claros para su acceso y las reglas necesarias para la ejecución de los Contratos de Uso del Sistema de Transmisión y Distribución (CUST/CUSD).

El objetivo es garantizar estabilidad y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. Y esta visión permitiría reforzar la confiabilidad del sistema y reducir la dependencia del despacho térmico en momentos críticos.

Además, el sistema de almacenamiento stand-alone fue clasificado legalmente como Productor Independiente de Energía Eléctrica (PIE), asegurando su adecuada inserción en el marco legal y regulatorio vigente. 

La propuesta también contempla ajustes tarifarios y reglas específicas para el uso de red por parte de sistemas co-localizados, aplicando la tarifa mayor entre consumo e inyección, con ajustes si la potencia contratada no coincide con los picos de operación (reducción de hasta 15% del mínimo).

El tratamiento del curtailment y los eventos de “constrained-off” también será materia de regulación específica, con el objetivo de reducir vertimientos de energía renovable y optimizar el despacho.

ANEEL de Brasil confirmó que el reglamento de baterías se publicará durante el segundo semestre del 2025

En materia de remuneración, ANEEL respalda el empilamiento de ingresos (stacking), habilitando que un mismo sistema participe en varios servicios de forma simultánea, como capacidad, energía y servicios ancilares, lo que amplía las posibilidades de monetización de los servicios prestados al sistema.

La nota destaca que esta posibilidad “debe extenderse también a la micro y minigeneración distribuida”, mejorando su rentabilidad y contribuyendo a disminuir indicadores de interrupción como el DEC y el FEC, además de reducir pérdidas técnicas.

Otro eje clave es el impulso a las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR), ya que se considera urgente iniciar antes de fin de 2025 la discusión regulatoria de este tipo de instalaciones en el marco del tercer ciclo, dado que permiten aprovechar recursos hídricos, ofrecer reservas de capacidad y reducir la necesidad de despacho térmico costoso. 

Entre las medidas, se propone que las UHR de ciclo cerrado puedan ser autorizadas sin licitación, independientemente de su potencia, así como la adición de unidades reversibles en centrales hidroeléctricas existentes.

Roadmap regulatorio hasta 2028
La hoja de ruta prevé que el segundo ciclo, en 2026, incluya ajustes normativos para reconocer al almacenamiento como activo de red, la mitigación de curtailment, la regulación para UHR abiertas y semiabiertas, y la evaluación de “sandboxes regulatorios”. En el tercer ciclo, hacia 2028, se abordarán ajustes finales para UHR abiertas, simulaciones de impacto y reglas para agregadores de servicios. 

Es decir que la inclusión de actores como grandes generadoras, transmisoras, distribuidoras, fabricantes y asociaciones sectoriales muestra un alineamiento del mercado brasileño hacia la adopción masiva del almacenamiento. 

Sin embargo, la velocidad en la implementación y la resolución de temas como licencias ambientales, sumado que resta definirse ciertas definiciones clara como capacidad máxima de almacenamiento y creación de un Código Único de Emprendimientos de Generación, para que este tipo de iniciativas no queden en el papel y se trasladen a proyectos concretos.

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 S-5!, líder global en soluciones de fijación solar para techos metálicos, tuvo un papel clave en la instalación fotovoltaica sobre el techo metálico de la nueva planta de manufactura de Coto Technology en Mexicali, Baja California. El proyecto forma parte de la estrategia de crecimiento y sostenibilidad de la compañía, e incluye un sistema FV de 511.16 kWp DC (360 kWp AC) instalado sobre el techo metálico engargolado de la planta.

Para garantizar el desempeño y eficiencia a largo plazo, el sistema incorpora módulos solares Jinko JKM555M-72HL4-BDVP con inversores SolarEdge MAC 50KTL3-X MV, que ofrecen conversión energética de alto rendimiento con monitoreo avanzado y confiabilidad comprobada.

Coto Technology es una empresa líder en relés de lámina, interruptores y sensores TMR, que provee componentes críticos para aplicaciones en equipos de prueba automatizados, adquisición de datos, telecomunicaciones, dispositivos médicos, gestión de baterías, energía solar y sistemas de seguridad.

En su traslado a una planta más grande y avanzada, Coto priorizó la eficiencia operativa y la responsabilidad ambiental. Para cumplir con estos objetivos, la empresa se asoció con el integrador solar NEWEN Energías Alternas para diseñar e instalar un sistema capaz de generar aproximadamente el 33% del consumo de energía eléctrica anual.

Una solución de fijación que cumple con los más altos estándares

La sede corporativa de Coto gestiona todas sus instalaciones bajo estrictos lineamientos técnicos establecidos por FM Global, compañía internacional de seguros patrimoniales y prevención de pérdidas. Por ello, Coto requería un sistema de montaje solar que cumpliera con los estándares de la aseguradora.

Eso implicaba preservar la integridad del techo metálico evitando perforaciones, optimizar el desempeño del sistema durante toda su vida útil y trabajar con un fabricante capaz de ofrecer soporte integral, así como confiabilidad comprobada a través de rigurosos procesos de ingeniería y pruebas de laboratorio.

Para asegurar una solución confiable que cumpliera los requisitos de FM Global, S-5! y NEWEN colaboraron estrechamente con Coto. NEWEN recomendó el sistema de fijación solar sin rieles PVKIT® de S-5!, junto con las abrazaderas S-5-MX Mini, diseñadas específicamente para techos metálicos engargolados KR-18 calibre 24 de engargolado doble. Esta innovadora combinación permitió la fijación directa sobre los engargolados sin comprometer la impermeabilidad del techo ni invalidar su garantía.

“En NEWEN especificamos S-5! en todos nuestros proyectos sobre techos metálicos por su ingeniería confiable, soporte técnico y capacitaciones tanto virtuales como presenciales”, comentó Pamela Pavón, gerente comercial en NEWEN Energías Alternas. “Con su garantía de por vida y conocimiento profundo en cálculos estructurales y de cargas de viento, S-5! nos da la confianza de asegurar el éxito de cada proyecto», agregó.

Eficiencia sin rieles y confiabilidad a largo plazo

Al eliminar los rieles tradicionales, el sistema PVKIT® de S-5! redujo la carga sobre el techo hasta un 85% y simplificó la instalación con solo tres componentes principales, acelerando la ejecución y reduciendo los costos logísticos y de transporte. Con un peso equivalente al 15% de un sistema tradicional con rieles, el PVKIT® ofreció una fijación liviana y sin perforaciones  que preservó la integridad estructural del techo y minimizó la carga total.

El sistema sin rieles también brindó mayor flexibilidad de diseño, lo que permitió a NEWEN optimizar la colocación de los módulos en el techo para maximizar la exposición solar y la eficiencia del sistema.

El diseño final fue aprobado por todas las partes involucradas—incluyendo el propietario de la nave, el integrador, la aseguradora y Coto Technology—confirmando así la confianza en la ingeniería del sistema, su cumplimiento normativo y su desempeño a largo plazo.

“En S-5!, estamos comprometidos con facilitar soluciones solares más inteligentes y sostenibles para techos metálicos. Nuestros productos están diseñados para ofrecer durabilidad, alto rendimiento y facilidad de instalación, ayudando a compañías como Coto Technology a alcanzar sus metas energéticas y ambientales», comentó Juan Carlos Fuentes, director de Negocios Internacionales de S-5!.

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Ampace, empresa líder mundial en tecnologías avanzadas de baterías de iones de litio, debutará en Intersolar South America 2025, que se celebrará del 26 al 28 de agosto en el Expo Center Norte de São Paulo. Ampace presentará soluciones de almacenamiento de energía de alto rendimiento adaptadas a los diversos y complejos desafíos energéticos de Latinoamérica.

A pesar de ser una empresa nueva en la exposición, Ampace ya ha realizado importantes contribuciones regionales. En Chile, Ampace realizó el primer proyecto de subestación ESS conectada a la red eléctrica del país en una zona volcánica y sísmica de alto riesgo, suministrando electricidad confiable a la localidad de Nuevo Imperial. Desde entonces, se han implementado sistemas similares en zonas sísmicas como California, lo que demuestra su escalabilidad global.

En la feria, Ampace presentará sus celdas de batería Kunlun, diseñadas para aplicaciones comerciales y residenciales de larga duración y alta potencia. Con una vida útil ultralarga de hasta 15 000 ciclos, casi el doble del promedio de la industria, estas celdas pueden extender la vida útil de las estaciones de carga solar a casi quince años. Esta innovación mejora la fiabilidad del sistema y el retorno de la inversión, permitiendo a los operadores alinear la vida útil del almacenamiento de energía con la de su infraestructura fotovoltaica.

Además de los sistemas de almacenamiento de energía (ESS) a escala de servicios públicos, Ampace presentará su diversa cartera de soluciones de energía verde impulsadas por su tecnología patentada de celdas de batería, que abarca aplicaciones en movilidad eléctrica, herramientas eléctricas, drones y electrónica de consumo.

Con más de dos décadas de I+D en baterías y una sólida reputación mundial, Ampace está preparada para expandir su impacto en el mercado sudamericano.

Las partes interesadas pueden visitar el stand de Ampace, número B4.80, o enviar un mensaje a graceluo@exe-group.net para programar una reunión individual. También se aceptan visitas sin cita previa.

Acerca de Ampace:

Ampace Technology Limited se erige como una empresa innovadora de renombre mundial en nuevas tecnologías energéticas, comprometida con ofrecer soluciones de energía verde con la mejor experiencia de usuario para impulsar el mundo y promover una vida mejor. En el ámbito del almacenamiento de energía, la movilidad eléctrica, las herramientas eléctricas, las aspiradoras, los drones y más, Ampace ha establecido sólidas alianzas estratégicas con líderes del sector.

La empresa es reconocida por ofrecer nuevos productos y servicios energéticos que se caracterizan por su seguridad, fiabilidad, rendimiento y una experiencia de usuario excepcionales, y atiende a más de 50 millones de clientes en 30 países y regiones de todo el mundo.

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El Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG) de Chile renovó su Directiva en el marco de su Asamblea General de Socios, del pasado viernes 8 de agosto.

El Directorio quedó integrado por Carolina Galleguillos (Country Manager de Verano Energy) como presidenta; Tomas Schröter (Gerente General de Espinos) como vicepresidente; Verónica Bustos (Gerente de Asuntos Regulatorios de EnfraGen Chile) como secretaria; y Rodrigo Urzúa (Gerente Comercial de EnorChile), como tesorero. Mientras que Fernando Montaño (Gerente de Operaciones de Enlasa); Miguel Salazar (Commercial & Project Manager en Carbomet Energía); y Miguel Castillo Quezada (Gerente General de Edelmag), integran el equipo de directores.

En este sentido, Carolina Galleguillos, presidenta del gremio, recalcó el rol que tiene GPM AG con las empresas socias y el sector eléctrico del país: “Queremos seguir participando en los diferentes procesos regulatorios y sobre todo defendiendo la importancia de mantener la certidumbre regulatoria del país para incentivar las inversiones del sector y avanzar en la transición energética”.

Igualmente, Tomas Schröter, vicepresidente, resaltó el compromiso que tiene el Directorio con las organizaciones socias “es un voto de confianza a lo que hacemos y a la unidad dentro del gremio, para continuar defendiendo las reglas justas e impulsando los cambios que se necesitan en el mercado eléctrico chileno”.

Asimismo, Rodrigo Urzúa, tesorero, destacó “estoy muy contento de seguir aportando desde EnorChile con el gremio, que siempre ha marcado una diferencia en el mercado eléctrico nacional y lo seguirá marcando”.

Por su parte, Miguel Salazar, Director de GPM, refirió “reencontrarme con la agrupación, vistiendo los colores de otra empresa, me causó mucha de satisfacción para poder seguir aportando al mercado eléctrico”.

Mientras, Miguel Castillo Quezada, Director de GPM, puntualizó “hemos tenido una Asamblea Anual muy positiva, donde el objetivo principal era revisar el desempeño de nuestra asociación y la elección del nuevo directorio, lo cual hemos materializado ratificando a Carolina como Presidenta y a Tomas como Vicepresidente, lo cual permite la continuidad al muy buen trabajo que ha estado realizando GPM en el último tiempo”.

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El mercado peruano de energías renovables atraviesa un momento de gran expectativas de crecimiento. La potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW). De acuerdo con la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), el país cuenta con una cartera de más de 60 proyectos eólicos que suman 14.881,5 MW, así como 16.314 MW solares en distintas fases de tramitación, revisión técnica y construcción. 

Sin embargo, este crecimiento proyectado enfrenta desafíos importantes, como el riesgo de congestión en la red de transmisión y la necesidad de adaptar el marco regulatorio para facilitar la concreción de inversiones.

En este escenario, el próximo 29 de septiembre, Lima recibirá una nueva edición del Future Energy Summit (FES), la gira internacional de alto nivel que reúne a los principales actores de la transición energética en Hispanoamérica. Se espera la asistencia de más de 500 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento.

Entradas FES Perú

El programa contará con la visión estratégica de referentes como Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, quienes abordarán las oportunidades y retos del mercado local. Desde el ámbito de la transmisión y distribución, Cristian Remolina, gerente general de ISA REP, y César Butrón, presidente del directorio de COES, ofrecerán perspectivas sobre la infraestructura y el balance del sistema eléctrico.

La generación renovable será analizada por líderes como Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, Brendan Oviedo y Jaime Toledo, director general Sudamérica de Acciona Energía, junto con representantes de fabricantes y proveedores tecnológicos de alcance global como Christopher Atassi, CEO de Gonvarri Solar Steel, Luis Miguel Castillo de Solax Power, Fernando López de Trinasolar, Alberto Cuter de Jinko Solar y Franco Postigo de Canadian Solar. 

También participarán Ricardo Garro, director comercial Latinoamérica de CATL, Luciano Silva de Trina Storage, Nicol Pomalia de CAPO Energy, Luis Contreras de Yingli Solar y Angie Salom de FMO.

La gira FES se caracteriza por convocar perfiles estratégicos que marcan el pulso de la transición energética, con la voz de CEOs y directivos de compañías líderes a nivel regional y global. Estos encuentros ofrecen una mirada integral del sector, abordando desde la perspectiva de los desarrolladores y operadores, hasta la visión de fabricantes, bancos de desarrollo e instituciones clave para la viabilidad de los proyectos.

Uno de los ejes de debate será el marco normativo y la reciente modificación de la Ley 28832, que incluye la separación de la potencia firme y la energía para la comercialización. Además, se espera la publicación de los reglamentos de generación distribuida, lo que será un aspecto clave de las discusiones durante el evento.

Asimismo, se abordará el riesgo de congestión en la red eléctrica y la urgencia de reforzar la infraestructura de transmisión para absorber el crecimiento proyectado de capacidad renovable. Según apuntan los especialistas, el volumen de proyectos en cartera ya excede la demanda actual del país (aprox. 7.000 MW), lo que plantea la necesidad de planificar nuevas líneas y optimizar el uso de la red para evitar cuellos de botella que limiten el ingreso de nuevas plantas.

FES Perú se proyecta como un espacio de análisis y networking, donde las empresas más importantes del sector y funcionarios de primer nivel debatirán sobre la hoja de ruta para el desarrollo de las energías limpias en el país. 

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En un escenario de creciente demanda de energía limpia y mayor complejidad técnica de los proyectos, los servicios profesionales fotovoltaicos se consolidan como un pilar para garantizar el rendimiento y la sostenibilidad de las plantas solares. 

Empresas líderes incluidas en el PVBook, el catálogo digital internacional producido por Strategic Energy Corp, avanzan con estrategias de expansión e integración de almacenamiento BESS e incluso hidrógeno verde para responder a las nuevas necesidades del mercado.

360Energy se posiciona como desarrolladora y generadora solar integrada, abarcando desde el desarrollo e ingeniería hasta la operación, mantenimiento y comercialización de energía. Para 2025, la empresa iniciará la construcción de nuevos parques en Argentina, Brasil y México. 

En Argentina, bajo el programa RenMDI, fue adjudicataria de tres parques solares híbridos con almacenamiento —los únicos con BESS— que sumarán 60 MW y más de 30 MWh de capacidad de almacenamiento en Colón, Arrecifes y Realicó. 

“Nuestra estrategia será diversificar entre contratos con privados y con Cammesa en Argentina, y enfocarnos en abastecer empresas privadas en el resto de los países”, manifiesta la compañía.

En Brasil y México, 360Energy impulsará proyectos para abastecer a plantas industriales de Stellantis, con 150 MW y tecnologías como trackers, carports, ground fixed y BESS. La firma también avanza en desarrollos para España e Italia, consolidando su presencia en Europa y apostando por mercados con marcos regulatorios sólidos para energías renovables.

8.2 Group, referente en consultoría técnica e inspecciones con independencia, acumula 80.000 inspecciones de aerogeneradores y más de 20 GW de due diligence en eólica y fotovoltaica. En Argentina, donde ofrece todos sus servicios, la empresa opera también en toda Latinoamérica —excepto Brasil, donde cuenta con equipo propio—, abarcando generación distribuida, plantas de gran escala y sistemas de almacenamiento. 

Sus metodologías incluyen inspecciones con termografía, IV curve y flash test, análisis de performance y vida útil, auditorías de fábrica y evaluación de daños por granizo o eventos climáticos. “Nuestro enfoque continúa puesto en minimizar riesgos para los propietarios y lograr excelencia operativa en todas las etapas del proyecto”, destacan desde la firma.

Amara NZero, con más de 60 años de trayectoria en el sector energético, por su parte ha consolidado su liderazgo en la distribución solar en México y LATAM. Su modelo combina la distribución de soluciones fotovoltaicas completas con la prestación de servicios EPC, garantizando materiales de las marcas más confiables y soluciones adaptadas a cada proyecto. 

Esta integración le permite atender tanto plantas a gran escala como instalaciones de generación distribuida, optimizando costos y tiempos de ejecución.

Mientras que Black & Veatch apuesta por soluciones que resuelvan la intermitencia de la energía renovable mediante almacenamiento e hidrógeno verde. Actualmente, la compañía lidera el diseño y construcción de la primera ola de proyectos de H2V, con 245 MW finalizados o en construcción. 

Uno de sus desarrollos emblemáticos contempla almacenar hidrógeno en cavernas salinas y utilizarlo para generación eléctrica a escala de utilidad. Además, fortalece su presencia en Chile, Puerto Rico, México y Perú, ofreciendo soluciones que abarcan desde la asesoría estratégica hasta la operación y mantenimiento.

Esto remarca que la integración de BESS, la incorporación de hidrógeno verde y la expansión internacional seguirán como tendencias determinantes para el sector. Por lo que el PVBook se consolida como herramienta estratégica para el ecosistema solar, centralizando información técnica de las empresas que están a la vanguardia, contribuyendo a un mercado global que demanda eficiencia, confiabilidad e innovación. 

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La licitación AlmaGBA, destinada a incorporar 500 MW de almacenamiento de energía mediante baterías en la red de distribución del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tuvo una convocatoria récord que, para opinión del sector público, fue menor de lo esperada. 

«Lamentablemente tuvo menos trascendencia que la que debió tener», manifestó el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, al referirse a una convocatoria que marca un antes y un después para el diseño del mercado eléctrico argentino.

Si bien el interés que generó en el sector fue contundente: 14 empresas presentaron 27 ofertas que totalizan exactamente 1346,9 MW de potencia, más del doble de lo previsto en el pliego, desde el gobierno consideraron que no tuvo la suficiente magnitud. 

“Se le ha dado poca relevancia, a pesar que es la primera vez en décadas donde la distribución contrata directamente con la generación (en este caso con quienes instalen y operen los sistemas BESS) que no estaban acostumbrados porque todos contrataban a través de CAMMESA”, agregó González durante un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina.

Y cabe recordar que las compañías participantes fueron BAESA, Grupo Alberdi, Central Térmica Almirante Brown, Sullair, Coral Energía, Aluar, Central Dock Sud, Rowing, MSU Green Energy, Genneia, Pampa Energía, Talde Construcciones, Central Puerto, y la sociedad entre Everyray LATAM y Alupar, estas últimas las únicas firmas de origen internacional.

Los proyectos van desde 10 MW hasta 150 MW, con una potencia mínima solicitada de 1182,5 MW y una máxima de 1346,9 MW. Las condiciones técnicas exigen que cada sistema de almacenamiento tenga capacidad de realizar al menos 180 ciclos al año y de sostener cargas de hasta 8 horas.

En el caso de Edenor, se recibieron 17 propuestas que totalizan 900 MW, mientras que para Edesur se presentaron 10 sistemas por 447 MW.

El cambio de paradigma generó tensiones en su implementación, de modo que el proceso sufrió diversos vaivenes desde su lanzamiento y contó con muchas dudas y consultas durante distintas etapas, hecho que hizo que la licitación se prorrogara en tres oportunidades. 

“Ambas partes tenían desconfianza. El generador consideraba que estaba siendo obligado a contratar con las distribuidoras y planteaba que éstas no eran sujetos de crédito”, reconoció González.

A pesar de esas dudas iniciales, el proceso logró avanzar y generar señales claras para el sector. Uno de los factores determinantes fue la decisión de permitir el pass through tarifario, es decir, la posibilidad de trasladar el costo del almacenamiento directamente a la tarifa eléctrica. “Lo que fue exitoso fue que se pasara el pass through a la tarifa y que, por primera vez, se contre mediante las distribuidoras”, valoró el funcionario.

Próximos pasos de la convocatoria

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

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

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Anatalio Cerqueira, Director de Operaciones de DIPREM, participó del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” organizado por Future Energy Summit y destacó que la compañía trabaja en múltiples segmentos del sector energético, incluyendo solar, eólica onshore y offshore, además del almacenamiento, proponiendo un modelo integral para fortalecer la transición energética.



“El almacenamiento de energía es la solución tecnológica que necesitamos para la industria brasileña”, afirmó, señalando que su verdadero potencial se alcanza con la integración.

Este mercado muestra un fuerte potencial: en 2023 generó ingresos por USD 209,5 millones y se espera que alcance USD 1.898 millones en 2030, con una tasa de crecimiento anual del 37%. Según la consultora Greener, el sector podría valer BRL 22,5 mil millones (USD 3,8 mil millones) para 2030, con una capacidad acumulada proyectada de 24,7 GWh, equivalentes a 5,9 GW de potencia instalada.

En el debate sobre qué aceleraría la adopción del almacenamiento, Cerqueira sostuvo que la regulación es clave, pero subrayó que también es necesario un ecosistema con talento local y capacidades técnicas para ejecutar proyectos de forma efectiva.

En este sentido, DIPREM invierte de forma continua en capital humano y alianzas estratégicas. Dispone de un Centro de Laboratorio de Tecnología, colabora con universidades y centros de investigación, y trabaja para atraer y retener talentos, combinando innovación tecnológica con fortalecimiento del recurso humano.

Con más de 20 años de trayectoria, la compañía actúa como integrador en todas las fases de un desarrollo: desde estudios y análisis ambientales hasta la puesta en marcha, con operaciones en Sudamérica, Estados Unidos y Canadá, adaptando su experiencia en cada mercado.

Ofrece un seguimiento completo, con provisión de mano de obra que hace énfasis en la contratación local y el cumplimiento normativo. Este soporte incluye también tareas clave como los trámites migratorios, permisos regulatorios y la supervisión integral en salud, seguridad y ambiente (IHS), lo que permite a los clientes enfocarse plenamente en su actividad principal.

Cuenta con alternativas flexibles tanto para proyectos de corto como de largo plazo, con modelos que se adaptan a las necesidades específicas de cada cliente: desde la búsqueda de candidatos hasta su incorporación en la propia nómina de la empresa. Esta flexibilidad convierte a DIPREM en un socio estratégico para empresas que buscan escalabilidad, agilidad operativa y optimización de recursos humanos.

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Publicada recientemente en el Diario Oficial tras un proceso de consulta pública y revisión interinstitucional, la Resolución 40337 de 2025 establece el esquema de Pago por Diferencias (PpD), abriendo una nueva vía para impulsar proyectos solares y eólicos en Colombia.

Según el abogado especialista en energía renovable Hemberth Suárez Lozano, la norma brinda una base sólida para la contratación a largo plazo, aunque advierte que la certeza plena llegará con la reglamentación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

El mecanismo, que busca estabilizar ingresos y precios a través de contratos con precio fijo y referencia al mercado mayorista, se presenta como una herramienta complementaria a los instrumentos ya existentes.

En cuanto a su integración con el marco actual, descarta conflictos regulatorios con contratos bilaterales o el Cargo por Confiabilidad. “Son figuras distintas, aunque provengan de una misma planta de generación, y no tienen por qué superponerse”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

Uno de los puntos clave de la resolución son los plazos de 12 y 18 meses que tiene la CREG para definir el traslado de costos a la tarifa de los usuarios. Para el especialista, este tiempo no representa un riesgo para los adjudicatarios solares y eólicos, ya que coincide con hitos sectoriales como la LASolar y la apertura de la ventanilla única para asignación de puntos de conexión, prevista para el primer semestre de 2026. “En ese lapso, los interesados pueden avanzar en la adquisición de predios, en el registro ante la UPME y en el licenciamiento ambiental”, añadió.

Respecto a las garantías, considera que el diseño es flexible y permite la participación de tecnologías como eólica, solar, biogás e hidrógeno verde. Subraya que, cuanto más cercano esté un proyecto a su fecha de puesta en operación comercial (FPO), mayor será su capacidad para comprometer energía en contratos de largo plazo.

La fórmula de indexación del precio fijo también despierta interés. La norma establece un esquema base con indexadores nacionales e internacionales, limitando al 15% el peso del componente nacional y diferenciando entre la etapa de construcción y la de operación.

“Para evitar conflictos y reflejar los costos reales, la fórmula debe adaptarse a la estructura de cada tecnología, por ejemplo, asignando mayor peso a indexadores internacionales cuando los equipos son importados”, explicó.

No obstante, advierte sobre posibles desfasajes entre los plazos regulatorios del PpD y los tiempos reales de licenciamiento ambiental, lo que podría derivar en la ejecución de garantías por causas no imputables a los promotores.

Otro aspecto sensible es la definición de la “demanda nacional” como contraparte del mecanismo. El abogado identifica un riesgo de vacíos jurídicos que podría complicar la resolución de disputas o impagos, y considera que deberá abordarse en la reglamentación de la CREG y en los contratos resultantes.

Finalmente, en el plano internacional, Suárez advierte que el mecanismo podría ser cuestionado bajo tratados comerciales si la asignación no se realiza bajo criterios objetivos, abiertos y competitivos. “Es defendible si no discrimina injustificadamente entre agentes o tecnologías, pero existe riesgo si se percibe como una ventaja indebida, especialmente si la asignación es administrada y no competitiva”, concluyó.

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La Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico panameño, se ha vuelto obsoleta para los desafíos energéticos del presente, advirtió Rosilena Lindo Riggs, Asesora Global en Energía y Clima. En contacto con Energía Estratégica, subraya que una reforma legal integral es imprescindible para atraer inversiones, democratizar el acceso a la energía sostenible y cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

“Hace 28 años fue la reforma sectorial que originó la privatización, y ahora tenemos responsabilidades energéticas que cumplir con la ciudadanía”, expresó Lindo Riggs.

En ese sentido, plantea que Panamá debe avanzar hacia una modernización profunda de su marco legal y regulatorio, que contemple aspectos técnicos, financieros, sociales y políticos, y que funcione como un habilitador para la innovación tecnológica y nuevos modelos de gestión en el sector eléctrico.

La experta propone una serie de transformaciones clave. Por un lado, considera urgente el reconocimiento legal del prosumidor energético, figura que debe contar con derechos dentro del mercado eléctrico y convertirse en un actor central del sistema. También subraya la necesidad de permitir la participación de comercializadores de energía, como competencia directa de las distribuidoras, lo que ampliaría las alternativas de precio y calidad para los usuarios.

Otro aspecto prioritario es la incorporación del almacenamiento como una actividad regulada dentro del servicio público de electricidad. Esta medida, asegura, permitiría reforzar la resiliencia y seguridad del sistema ante los efectos del cambio climático y maximizar el aprovechamiento de fuentes renovables.

Además, insiste en que se deben habilitar bancos de pruebas regulatorios, para que el regulador pueda actuar con mayor flexibilidad frente a los cambios tecnológicos y de negocio. Todo esto debe complementarse, según indica, con un fortalecimiento de la capacidad fiscalizadora del regulador, mejorando los criterios de medición y sanción e incorporando modelos de gestión innovadores.

“El 30 % de las 266 líneas de acción de las Estrategias de la Agenda de Transición Energética requieren ajustes legales y regulatorios”, precisó Lindo Riggs, señalando que la nueva legislación debe estar en plena sintonía con dichas estrategias.

A su vez, destacó que el proceso de reforma debe incluir el fortalecimiento de la institucionalidad del sector energético, clave para mejorar la competitividad y el desarrollo económico de la nación. En particular, subrayó que la Secretaría Nacional de Energía (SNE) necesita ganar peso dentro del aparato estatal, como por caso tener rango de Ministerio o mayor nivel dentro del consejo de gabinete. 

Por eso, propone formalizar funciones y establecer mecanismos de coordinación que aumenten su capacidad de liderazgo y ejecución. Esto permitiría, según afirma, facilitar la implementación de la transición energética en todo el país.

Este análisis adquiere especial relevancia en el actual contexto político, luego de que el presidente José Raúl Mulino designara a Rodrigo Rodríguez Jaramillo como nuevo Secretario Nacional de Energía, en reemplazo de Juan Manuel Urriola. Rodríguez, ingeniero eléctrico con más de tres décadas de experiencia en el sector, asume el desafío de liderar una transformación institucional clave para el futuro energético de Panamá.

La reforma legal que plantea Lindo Riggs coincide con el nuevo impulso que está tomando el sector. En julio, el gobierno lanzó su primera licitación del cronograma para contratos de 20 años orientados a nuevas centrales hidroeléctricas, eólicas y solares. Esta iniciativa, que busca ampliar la matriz eléctrica y reducir emisiones, pone en evidencia la necesidad de un marco regulatorio moderno y flexible que acompañe las nuevas inversiones.

Panamá enfrenta una oportunidad estratégica única para consolidar su liderazgo en la transición energética regional. La modernización de su ley eléctrica, junto con una institucionalidad fortalecida, serán claves para cumplir sus compromisos climáticos, atraer inversión y garantizar un acceso justo y competitivo a la energía.

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BioEsol profundiza su apuesta por el mercado mexicano poniendo al almacenamiento energético inteligente como el núcleo de su propuesta de valor. La compañía, que desarrolla proyectos bajo el modelo Energy as a Service (EaaS), apunta a sectores industriales, comerciales y de infraestructura crítica, con soluciones diseñadas para mejorar la resiliencia energética frente a la creciente demanda que provocan fenómenos como el nearshoring.

“Buscamos acompañar el crecimiento de sectores clave como industrial, comercial y de infraestructura crítica, entregando soluciones escalables que respondan a sus necesidades específicas de resiliencia energética y sostenibilidad”, señaló Samuel Arriola, CEO de BioEsol, en diálogo con Energía Estratégica. Este posicionamiento se refuerza con tecnología propia y alianzas estratégicas, dirigidas a atender los desafíos de seguridad energética en zonas industriales de alta actividad.

El modelo EaaS de BioEsol integra almacenamiento con baterías de litio, generación solar fotovoltaica mediante paneles, y que permiten a las empresas optimizar su consumo. Las soluciones incluyen peak shaving, load shifting, respaldo energético continuo (UPS) y monitoreo con inteligencia artificial a través de su plataforma EMS.

En un país que atraviesa una transformación energética, impulsada tanto por las metas climáticas como por la reorganización industrial global, BioEsol apunta directamente a las regiones estratégicas para incrementar considerablemente su participación en el mercado BESS, especialmente en polos industriales afectados por fenómenos como el nearshoring, el cual «está impulsando un aumento en la demanda energética en las regiones industriales», por lo que aumenta las necesidades de infraestructura fiable y sostenible.

En este marco, la visión de largo plazo de la compañía contempla un crecimiento sostenido a través de alianzas locales, expansión tecnológica y financiamiento. “Proyectamos incrementar significativamente nuestra capacidad instalada en sectores industriales y comerciales clave”, adelantó Arriola. Para fortalecer la cadena de valor, BioEsol está evaluando adquisiciones de empresas especializadas en paneles solares. Si bien aún no revelan detalles, esperan anunciar movimientos concretos en los próximos meses.

En paralelo, la empresa ha sellado una alianza con HyperStrong, uno de los líderes en almacenamiento a gran escala, lo que le permite robustecer su capacidad operativa. “Este acuerdo refuerza nuestra capacidad para entregar soluciones robustas de almacenamiento, ayudando al país a optimizar el uso de energías renovables, mejorar la estabilidad de la red y avanzar en sus metas de descarbonización”, subrayó Arriola.

Esta apuesta no solo responde a una tendencia industrial, sino también a un contexto económico donde las empresas buscan eficiencia y previsibilidad energética, cada vez más interesadas en asegurar su suministro energético mediante tecnologías sostenibles y eficientes. Y este cambio de mentalidad corporativa ha acelerado la adopción de soluciones híbridas, donde el almacenamiento tiene un rol esencial.

Sin embargo, la falta de una normativa moderna dificultará escalar soluciones como las que propone, por lo que desde BioEsol plantearon la importancia de establecer marcos regulatorios claros y estables que fomenten la inversión privada en almacenamiento energético y generación distribuida.

También hace hincapié en la necesidad de incentivos fiscales, simplificación administrativa y reglas claras para la participación del sector privado en la red. Con la mirada puesta en el futuro energético del país, el CEO proyecta un crecimiento robusto. “México experimentará un fuerte crecimiento en infraestructura renovable y almacenamiento energético debido a presiones económicas, ambientales y de mercado global”, sostuvo. 

En ese escenario, tecnologías como la generación distribuida y el almacenamiento inteligente serán esenciales para garantizar la estabilidad operativa del sistema eléctrico mexicano

 La dimensión internacional también forma parte de la estrategia corporativa de BioEsol. La empresa planea relocalizar su holding a Francia, país donde ya cuenta con una oficina de Investigación y Desarrollo en Grenoble.

 “Desde esta posición estratégica, buscamos impulsar significativamente nuestro crecimiento en el mercado europeo, aprovechando Francia como plataforma de entrada hacia la Unión Europea”, concluyó Arriola.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó con prioridad de despacho a 646 MW de capacidad, repartida en ocho proyectos que se presentaron al llamado unificado del 1° y 2° trimestre 2025 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

La energía fotovoltaica es la que predomina entre los ganadores, debido a que 570 MW corresponden a siete parques solares y 76 MW al parque eólico Las Campanas (ubicado en la región de Comahue).

Mientras que de la totalidad asignada para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 156 MW lo hará por el mecanismo Referencial A (posibilidad de curtailment de 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión) y los 490 MW será vía del MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía), cambiando la tendencia de las convocatorias pasadas. 

La particularidad por el mecanismo Ref A. es que por primera vez se adjudicó un proyecto híbrido entre generación fotovoltaica con baterías presentado al MATER.

La compañía firma Solar Energy SA recibió 60 MW de los 270 MW solicitados en la localidad de San José (PDI Alumbrera – El Bracho), para su parque FV Catamarca II que incluye un sistema BESS de 54 MW de potencia y 108 MWh de capacidad de almacenamiento. 

Aunque el mismo estará condicionado a la obra de ampliación de transporte que contempla la compensación shunt Malvinas 132 kV (aumento Exportación Centro – Cuyo – NOA) y el reemplazo del capacitor serie ET Recreo.

El otro proyecto designado bajo el marco del A2 de la Res SE 360/23 es el parque solar La Aconquija, perteneciente a PCR, que obtuvo 210 MW asociados a la inserción de capacitores serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobos – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV + 350 MW. 

Por otro lado, también se le dio el visto positivo a los 200 MW de la central fotovoltaica Amanecer VI, de la firma Eternum Energy, que está acompañado por la demanda incremental de potencia por parte de la minera Santa María SA (Minera Mara).

Por lo que sólo está vinculado exclusivamente a la capacidad de transporte que producirá el ingreso de la demanda incremental, según lo detallado por CAMMESA en el documento final de asignación.

A continuación, el listado de todos los proyectos adjudicados en el llamado unificado del 1° y 2° trimestre 2025 del MATER 

Estado Final Asignacion Proyectos T1+T2 trimestre 2025.xlsx – T1+T2-2025

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La nueva licitación pública para generación renovable en República Dominicana —identificada como EDES-LP-NGR-01-2025— representa un avance estructural clave en el proceso de transición energética del país. Sin embargo, para Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group), el principal desafío no está en el diseño técnico del llamado, sino en su limitado alcance de potencia.

“Es una licitación bien estructurada, con exigencias modernas y necesarias, pero limitada en alcance. Y más del 70% de los actores quedarán fuera de esta convocatoria”, advirtió Bello, al considerar que el llamado por 600 MW nominales (equivalentes a 780 MW pico) era insuficiente frente a la capacidad ya desarrollada. Actualmente, más de 24 proyectos cuentan con concesión definitiva, lo que implica un potencial inmediato superior a 2.000 MW.

«Hoy podríamos estar hablando de 2.000 MW en lugar de solo 600 MW. O al menos deberían licitarse 1.200 MW o hacer una segunda licitación similar inmediatamente después”,  agregó.

Desde el punto de vista técnico, Bello reconoció que la convocatoria representaba un paso importante y necesario para el sector eléctrico dominicano. El pliego establece la contratación a 15 años (180 meses) para nuevas plantas solares fotovoltaicas y eólicas con respaldo de almacenamiento, lo que eleva el estándar del sistema en términos de calidad, seguridad y confiabilidad.

“Permitirá hacer arbitraje, regular frecuencia, regular tensión, contar con la disposición de hacer arranque en negro en caso de un colapso total del sistema y, muy importante, introducir la tecnología grid forming o inversores formadores de red”, destacó el ejecutivo.

Además, el proceso establece obligaciones claras para los adjudicatarios en la prestación de servicios auxiliares esenciales para la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), como la regulación de frecuencia. Para Bello, estos elementos dotaban a la licitación de una estructura sólida y alineada con las demandas normativas y estratégicas del sector.

A pesar de lo anterior, el experto hizo foco en un punto crítico: la relación entre la oferta existente y la capacidad licitada. Según el análisis de AABI Group, los 600 MW disponibles serían ampliamente superados por los proyectos que ya poseen concesión definitiva, lo que generaría una competencia fuerte, pero también una exclusión masiva de iniciativas que están listas para entrar en operación.

El pliego, publicado por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), permite la participación tanto de empresas dominicanas como extranjeras, con el objetivo de fomentar un ecosistema competitivo. A pesar de esta apertura, el tamaño limitado de la convocatoria podría frenar la incorporación efectiva de nuevos actores internacionales y limitar el dinamismo del sector.

Otro elemento que condicionará el proceso es el costo total de los proyectos. La obligación de incluir almacenamiento equivalente al 50% de la capacidad instalada implica una inversión significativa, a la que se suman los costos de construcción de líneas eléctricas de entre 2 y 34 kilómetros, según cada caso.

“Los precios que hacen estos proyectos rentables deberían estar próximos a los 12.5 ccUS$/kWh”, estimó Bello, reconociendo que si bien la tecnología avanza y se abarata, las exigencias técnicas elevaban los requerimientos de inversión inicial.

“Esta licitación sienta las bases para futuras convocatorias, pero debe pensarse como parte de una estrategia más amplia que permita aprovechar todo el potencial ya desarrollado”, añadió enfatizando en que es un paso en la dirección correcta, pero que debe complementarse con una planificación más ambiciosa y escalable.

Aunque la actual convocatoria no contempla futuros llamados, el hecho de que esta licitación esté tan estructurada y regulada genera expectativas favorables para la continuidad del pipeline renovable. Es decir que para el gerente general de AABI Group, el proceso licitatorio abierto por el Gobierno dominicano representa una oportunidad estructural para modernizar la matriz energética nacional, pero su escala actual queda corta frente a las capacidades técnicas y proyectos listos para operar.

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En un momento clave para la regulación del almacenamiento en Brasil, Gotion Americas confirmó su estrategia de expansión en el país y la región. La compañía, una de las mayores fabricantes de celdas y soluciones integradas del mundo, apuesta a la región como uno de sus principales focos en América Latina para los próximos años.

“Brasil tiene todo el potencial para liderar el almacenamiento: demanda, marco regulatorio en desarrollo y capacidad instalada en crecimiento”, afirmó Marcelo Sousa, Director de Desarrollo de Negocios de la firma para el continente, durante el encuentro “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”.

El ejecutivo participó del encuentro virtual organizado por Future Energy Summit, donde representantes de distintas compañías analizaron las oportunidades de negocio en el sector. 



Aunque Gotion ya contaba con presencia en América Latina —especialmente en Chile, considerado hasta ahora el principal mercado BESS de la región—, en 2025 comenzó a mirar con más atención hacia Brasil, México y Colombia.

“En las Américas tenemos una mina de litio en Jujuy, Argentina, y una fábrica en la región de Chicago en Estados Unidos, que se suma a nuestro parque fabril ubicado en China, Asia-Pacífico y Alemania, además de complejos de producción en construcción en Marruecos y Eslovaquia. Planeamos una capacidad de producción de 300 GWh para 2025 y una meta de 600 GWh en 2030”, detalló Sousa.

La expansión en Brasil contempla soluciones para todos los segmentos: desde instalaciones residenciales e industriales, hasta grandes sistemas para generación centralizada. En este último rubro, ya dispone de contenedores de 5, 7, 20 y hasta 20 MWh de capacidad, presentados recientemente en ferias internacionales.

Su intención es replicar aquí el modelo operativo global a través de alianzas estratégicas. En el segmento medio se apoyará en socios locales, mientras que para utility scale ofrece soluciones llave en mano con soporte técnico, comisionamiento, repuestos y servicios posventa.

Focos de atención al riesgo en el mercado brasilero

Para el ejecutivo, la demanda por almacenamiento no surgirá de incentivos aislados, sino de la necesidad real de soluciones ante un sistema eléctrico con cuellos de botella.

“Brasil tiene regiones con alto riesgo de apagón, diferencias tarifarias excesivas entre horarios punta y fuera de punta, y dificultades en la infraestructura de transmisión. Todos esos problemas generarán demanda por almacenamiento”, aseguró.

Al mismo tiempo, el mercado C&I ya comenzó a activarse. Muestra de ello es que durante el primer semestre Gotion concretó ventas importantes en el segmento comercial, industrial y agropecuario, «aunque muchas instalaciones aún no fueron ejecutadas”, reveló su referente.

Una de las principales oportunidades de corto plazo es el crecimiento explosivo del sector de data centers. Sólo el mercado de IA estima una demanda de 100GW en los próximos tres años, y Brasil estaría en condiciones de captar hasta 18 GW gracias a su matriz eléctrica, la disponibilidad de tierra y sus precios competitivos.

“La energía es hoy el principal factor para definir la ubicación de un data center. Y el almacenamiento juega un rol central: no sólo para garantizar confiabilidad, sino también para resolver problemas como la intermitencia de renovables”, explicó Sousa.

Asimismo, mencionó el crecimiento de otras cargas intensivas, como la minería de criptoactivos, que podrían instalarse cerca de plantas de generación para consumir directamente la energía almacenada, actuando como una solución ante el curtailment.

Consultado sobre qué condiciones podrían acelerar las inversiones, Sousa fue claro: la demanda real debe existir primero, y a partir de allí se construye todo el ecosistema.

“Una vez que eso ocurre, aparece la presión sobre los gobiernos para mejorar el entorno tributario, regulatorio y de negocio. Brasil está en ese camino. Las oportunidades ya están, ahora hay que consolidar el ambiente para que florezcan”, concluyó.

La entrada Gotion se prepara para ofrecer todo su portafolio de sistemas de almacenamiento en Brasil se publicó primero en Energía Estratégica.

Vestas, uno de los principales fabricantes de aerogeneradores a nivel global, redobla su apuesta por el mercado peruano ante la reciente modificación de la Ley 28832 y el avance hacia una matriz energética más limpia. Pierina Scavino, Country Head de la firma en el país, aseguró que el nuevo marco regulatorio abre una ventana de oportunidad para acelerar proyectos renovables y consolidar a Perú como un actor clave en la transición energética regional.

“La modificación de la Ley 28832 marca un antes y un después para el sector. “La expectativa es que el reglamento acompañe esa visión de largo plazo, con reglas claras, procesos más ágiles y planificación que permita atraer inversión y desarrollar proyectos con mayor previsibilidad”, manifestó Scavino en diálogo con Energía Estratégica.

La ejecutiva destacó que esta reforma permitirá atraer inversión y generará una competencia más equitativa para tecnologías como la eólica, aunque advirtió que su eficacia dependerá de cómo se reglamente. 

La compañía tiene una trayectoria consolidada en Perú, donde fue pionera al desarrollar los dos primeros parques eólicos hace más de una década. Actualmente, continúa prestando servicios de operación y mantenimiento en esos proyectos y ofrece soluciones integrales, desde el diseño hasta la gestión a largo plazo de aerogeneradores. 

Hoy, la energía eólica representa alrededor del 7% de la matriz eléctrica peruana. Sin embargo, existen 43 proyectos registrados ante el COES con Estudios de Pre-Operatividad (EPO) aprobados con miras a 2028. El volumen de inversión asociado supera los USD 10.000 millones, y la empresa observa un crecimiento marcado de iniciativas en etapa “Ready to Build”, lo cual impulsa nuevas estrategias de desarrollo, alianzas y codesarrollos.

“Cada nuevo proyecto eólico genera cientos de empleos durante su construcción y decenas en su operación, además de activar proveedores locales y regionales”, explicó la ejecutiva y aseguró que el portafolio de proyectos desarrollándose en el país representa una inversión potencial de más de 10 mil millones de dólares. También destaca que al instalar parques en zonas como Ica, Piura o Lambayeque, se generan oportunidades de formación técnica y transferencia tecnológica, lo cual fortalece el capital humano de las regiones.

A nivel regional, Perú ocupa un rol estratégico dentro de los planes de Vestas en América Latina, debido a la calidad excepcional de su recurso eólico, especialmente en la costa norte y sur. Scavino estima que el país tiene un potencial superior a los 20.000 MW, impulsado por la demanda creciente de sectores como la minería, que buscan firmar acuerdos de suministro renovable, y la creciente voluntad política para acelerar la transición energética.

“La calidad del viento es de clase mundial, lo que hace que los proyectos sean altamente competitivos”, destacó. En ese sentido, si el país logra fortalecer su marco regulatorio y mejorar aspectos logísticos como la red de transmisión e infraestructura portuaria, tendría condiciones para convertirse en un hub eólico regional.

Sin embargo, aún persisten desafíos estructurales. Vestas identifica como prioritario “incrementar la previsibilidad y priorizar la aprobación oportuna de los permisos” para destrabar el flujo de proyectos. También se requiere optimizar los procesos de adquisición de terrenos y garantizar acceso expedito a las áreas requeridas para infraestructura energética.

Uno de los cuellos de botella más relevantes es la logística portuaria. “Las tarifas portuarias en Perú son considerablemente más altas que en países como Chile y Argentina”, subrayó Scavino, quien sostuvo que urge diseñar una tarifa específica para la industria eólica. Por lo que la medida sería clave para mejorar la competitividad de los proyectos y facilitar el crecimiento del sector.

De cara a lo que resta de 2025, Vestas se encuentra evaluando proyectos en las zonas con mayor potencial eólico y ya dispone de tecnología, experiencia y equipos listos para acompañar la expansión. Con presencia en más de 21 países de la región, la firma proyecta capitalizar su trayectoria para replicar modelos exitosos en el mercado peruano.

“Nos enorgullece ser reconocidos como la empresa de energía más sostenible del mundo. Estamos comprometidos a apoyar a nuestros clientes en el cumplimiento de sus objetivos de negocio, al mismo tiempo que contribuimos activamente al desarrollo de la energía renovable en el Perú”, concluyó Scavino.

La entrada Vestas apuesta por el mercado peruano tras la reforma clave del marco regulatorio se publicó primero en Energía Estratégica.

JA Solar da un nuevo paso en su estrategia para Brasil al ingresar con fuerza al mercado de almacenamiento energético. Así lo anticipó Gabriel Magdalon, vicepresidente para LATAM de la compañía, durante su participación en “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”. La decisión se basa en la creciente necesidad de soluciones técnicas que acompañen el avance de las renovables en el país.

“La idea de la compañía es asociarnos con actores del sector y ofrecer soluciones específicas para cada aplicación”, manifestó Magdalon. Según el ejecutivo, la empresa diseñará proyectos adaptados para hospitales, industrias, campus o comercios, aportando valor agregado en servicios y soporte técnico.

El enfoque marca una transformación en el modelo de negocios de la empresa, históricamente concentrada en la comercialización de paneles fotovoltaicos. Desde su llegada a Brasil en 2015, JA Solar se consolidó como uno de los principales proveedores de módulos del país, con un crecimiento exponencial en volumen de exportaciones.

“En 2023 se exportaron 23 GW al país, pero este año proyectamos entre 15 y 17 GW. Aun con una caída cercana al 30%, sigue siendo un volumen muy relevante”, destacó. Magdalon asegura que el mercado solar brasileño sigue firme, pero reconoce que el escenario actual impone nuevos desafíos.

Entre los principales obstáculos se encuentra el fin del ex-tarifario que permitía la importación de módulos con arancel reducido. “Hasta hace poco podías importar con una tasa de 12%, ahora estamos hablando de un 25%, lo que impacta directamente en los costos”, explicó. Aunque algunas condiciones fueron restauradas para proyectos de generación centralizada, la generación distribuida sigue enfrentando este incremento impositivo.

Además, el ejecutivo destaca la caída histórica en los precios de los módulos. “En 2015 el módulo costaba más de 50 centavos de dólar, hoy hablamos de una fracción de eso. La producción en masa y la mejora del proceso hicieron posible esa reducción”, detalló.

Esa competitividad ha impulsado a JA Solar en generación distribuida, segmento donde se ha posicionado con fuerza. Sin embargo, Magdalon remarca que desde 2021 también se intensificó la apuesta por generación centralizada. “Montamos un equipo específico para ese mercado y logramos penetrar con éxito, aunque las condiciones siguen siendo muy desafiantes”, indicó.

Según el ejecutivo, la alta tasa de interés, la volatilidad cambiaria y la complejidad para acceder a financiamiento son los factores que más frenan nuevos desarrollos a gran escala. “Creemos que 2026 y 2027 podrían ser años de recuperación, pero 2025 todavía será un periodo complejo para generación centralizada”, anticipó.

Por eso, además de mantener su participación en generación distribuida y sus ventas de módulos, JA Solar apuesta ahora a crecer en almacenamiento. Magdalon destaca que el modelo de negocio será distinto: “Vender baterías requiere más servicio y más equipo en campo, por eso estamos estructurando nuestra operación con ese objetivo”.

Al cerrar su participación en el panel, el Vicepresidente de JA Solar también hizo referencia a la transición energética del país y la oportunidad que representa la COP30 para posicionarse en el escenario internacional. “Brasil ya cumple buena parte de su rol en esta transición. Es un país serio, con leyes sólidas y capacidad para atraer inversiones”, afirmó.

“Más del 80% de la matriz energética ya proviene de fuentes renovables. Lo que necesitamos ahora es mostrarle al mundo ese potencial, atraer nuevos proyectos y seguir generando demanda”, concluyó.

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Solis ha culminado con éxito su primer proyecto fotovoltaico en Europa utilizando su inversor solar de 350kW, el cual suministra energía a una nueva planta solar de 2.8MWn ubicada a las afueras de Tczew, Polonia. Con planes ya en marcha para ampliar la instalación a 4.5MW, este proyecto representa un hito clave en la expansión de Solis en el segmento de gran escala dentro del continente europeo.

Para el desarrollador del proyecto, la decisión fue clara: menos inversores significan menos cableado, menor mantenimiento a largo plazo y costos generales más bajos. Por ello, el inversor de 350kW de Solis fue la elección natural.

“Buscábamos una solución simplificada. Menos equipos, menos trabajo durante la puesta en marcha, y en consecuencia, menos complicaciones. El equipo de 350kW cumplió con todos nuestros requisitos», comentó un representante del sitio.

Diseñado para la simplicidad, creado para escalar

Diseñada exclusivamente para la venta de energía a la red, esta planta solar está enfocada en maximizar el retorno financiero, y el sistema fue configurado con ese objetivo en mente. A pesar de un desafío técnico por la presencia de un gasoducto atravesando el terreno, el sitio ya está completamente operativo y generando ingresos.

El inversor solar modelo S6-GU350K-EHV aportó múltiples beneficios, entre ellos:

• Hasta 16 MPPTs y 99% de eficiencia máxima
• Relación DC/AC de 150% para una mayor flexibilidad en el diseño
• Amplia compatibilidad con módulos, incluyendo formatos bifaciales de 182mm y 210mm
• Protección IP66 y nivel C5 para condiciones exteriores exigentes
• Recuperación PID integrada y diseño sin fusibles
• SVG nocturno, actualizaciones de firmware remotas y comunicaciones PLC opcionales

Mirando hacia el futuro

«Ver nuestro inversor de 350kW en funcionamiento en Europa es un momento de orgullo para todo el equipo” señaló Gregory Lukens, Director de Utility Scale para Europa en Solis. “Es una prueba de que la energía solar a gran escala no tiene que ser complicada para ofrecer resultados sólidos y confiables»

Actualmente, Solis cuenta con más de 200MW en sistemas operativos en Europa, y la cifra sigue creciendo. Los inversores son solo una parte del panorama. Cada vez más, Solis acompaña a los desarrolladores con soluciones integrales a escala utility: desde estaciones de media tensión y herramientas avanzadas de monitoreo, hasta una integración de datos fluida.

«Nuestro enfoque es brindar a los clientes todo lo necesario para avanzar rápido, reducir riesgos y construir proyectos solares inteligentes y escalables. Esta instalación en Polonia es un claro ejemplo de cómo simplificar —y trabajar con los socios adecuados— puede generar grandes resultados», agregó.

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El avance de la inteligencia artificial en la industria energética comienza a evidenciarse ya que un nuevo estudio de Accenture Argentina reveló que más del 60% de las compañías de energía ya está implementando agentes de IA.

Esto se traduce en resultados y beneficios medibles, especialmente en la optimización de costos operativos dentro del sector, de manera que según Nicolás Ruíz Moreno, Senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, ya existen casos de éxito donde se logró una reducción del OPEX del 10% al 15% en áreas estratégicas como Mantenimiento, Supply Chain, gestión de activos, recursos humanos, servicio al cliente, entre otras. 

Nicolás Ruíz Moreno, Senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina

“El gran impacto de la IA en el sector será en la eficiencia del tiempo de las personas y en la automatización de tareas de campo, lo que deriva en la disminución de costos operativos, riesgos de higiene y seguridad, como también de impactos ambientales, de impactos a las personas”, indicó el especialista en diálogo con Energía Estratégica.

“El beneficio de la IA generativa es enorme para el sector, ya que, en generación renovable, todo lo que es pérdida de datos, hoy la inteligencia artificial lo corrige. Y más para un generador que está dentro del SADI, que una pérdida de datos le implica una pérdida económica. Hoy la inteligencia artificial corrige esas cosas”, complementó. 

A modo de ejemplo, los drones, combinados con plataformas inteligentes, pueden hacer el trabajo de recorrida de campo e interpretar imágenes para determinar si una obra necesita mantenimiento, sin intervención humana.

Aunque la industria energética en general avanza hacia la adopción de estas tecnologías, existen importantes diferencias entre sus distintos segmentos, como por caso que las energías renovables están más avanzadas ya que “fueron concebidas digitalmente desde su origen”, en contraposición a las tecnologías convencionales como la minería o el petróleo, que debieron adaptarse a un nuevo paradigma tecnológico.

Esta diferencia estructural convierte a las renovables en un modelo a seguir. “Hay soluciones on top del hardware, como en los inversores, que interpreta todas las variables técnicas, muestra si hay problemas en la generación o si se genera de manera correcta”, explicó Ruíz Moreno. 

Por eso, consideró que el sector convencional puede aprender de las renovables cómo ser más eficiente en la operación gracias a la digitalización.

Y si bien el estudio de Accenture respalda esta visión, con el 63% de los ejecutivos de la industria energética afirmando que sus empresas ya invirtieron en el desarrollo de arquitectura agéntica, sólo el 36% indica que están escalando el uso de IA generativa, lo que deja en evidencia una brecha entre intención y ejecución. 

Aún más: apenas el 39% de los ejecutivos del sector energético dice contar con un roadmap claro para adaptar su fuerza laboral a esta nueva era.

Infraestructura: la deuda pendiente para escalar la IA

El principal obstáculo para la adopción masiva de inteligencia artificial en energía no es la falta de interés, sino la ausencia de una arquitectura digital sólida, ya que, bajo la mirada del especialista, todavía se transita un estadio poco maduro porque hay que generar inversiones desde el punto de vista de arquitectura. 

A esto se suma una implementación que, si bien existe, es aún desordenada. Esta fragmentación limita el alcance de los beneficios que la IA podría ofrecer a gran escala en toda la cadena de valor energética.

En resumen, el impacto de la inteligencia artificial en el sector energético ya es tangible y ofrece un potencial significativo en términos de eficiencia, reducción de costos operativos y optimización de recursos humanos. Sin embargo, aún queda un camino largo por recorrer, especialmente en términos de madurez tecnológica, inversión en infraestructura digital y adaptación organizacional para escalar soluciones basadas en IA generativa.

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En Chile, la certificación de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) no es solo un requisito legal: es la garantía de que los equipos eléctricos cumplen con los más altos estándares de seguridad, calidad y confiabilidad exigidos por el país. Para los fabricantes de inversores fotovoltaicos, lograr esta certificación significa que sus productos pueden comercializarse oficialmente en el mercado chileno y, lo más importante, que los usuarios finales pueden confiar plenamente en su desempeño.

En este contexto, Growatt, proveedor líder global de soluciones de energía distribuida —que según las estadísticas de S&P Global de 2024 ocupa el primer lugar mundial en envíos de inversores residenciales y se sitúa entre los tres principales proveedores globales de inversores híbridos— anunció que todos los modelos de inversores enviados para certificación ante la SEC han sido aprobados oficialmente. 

Este logro incluye las series MID, MIC, MIN, MAX, así como el SPH10000TL-HU, que destaca por ser uno de los primeros inversores híbridos monofásico de 10 kW en obtener la certificación SEC en Chile, con características avanzadas como función UPS con transición de 10 ms, sistema escalable, corriente de carga/descarga de hasta 200 A y tres MPPTs que garantizan un rendimiento máximo del 97,5%. Además, la certificación autoriza a que nuestros clientes puedan inyectar sus excedentes de energía a la red eléctrica, generando un ahorro adicional.

Este hito no solo consolida el compromiso de Growatt con la calidad y la seguridad, sino que también fortalece su posición como socio estratégico para el desarrollo del sector fotovoltaico chileno. La certificación SEC constituye un requisito indispensable para la comercialización de equipos eléctricos en el país y es sinónimo de cumplimiento con los más altos estándares técnicos y normativos.

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, expresó: “Chile es uno de los mercados más dinámicos y con mayor proyección en el ámbito solar en América Latina. Su marco regulatorio sólido y el creciente interés por las energías renovables crean una oportunidad única para acelerar la transición energética. Estamos muy orgullosos de ser una de las primeras marcas en ofrecer un inversor híbrido monofásico de 10 kW certificado por la SEC, brindando a los usuarios chilenos soluciones más seguras, eficientes y confiables. Nuestro objetivo es seguir acompañando el desarrollo sostenible del país con innovación tecnológica y una visión compartida hacia un futuro más verde.”

Con una sólida presencia en más de 180 países y regiones, Growatt se ha posicionado como uno de los fabricantes más reconocidos de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía a nivel mundial. Su amplia experiencia en el diseño y producción de equipos de alto rendimiento le ha permitido ganar la confianza de distribuidores, instaladores y usuarios finales.

Con esta nueva certificación SEC, Growatt reafirma su compromiso con el desarrollo del mercado chileno, ofreciendo a los clientes locales equipos confiables y preparados para las necesidades actuales y futuras del sector energético.

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La potencia renovable instalada en Perú podría casi triplicarse hacia el año 2030. El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) asegura que actualmente hay 105 proyectos eólicos y fotovoltaicos con Estudios de Pre Operatividad (EPO) aprobados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) que suman 23.077,7 MW.

Sin embargo, señalan que solo 15 de ellos cuentan con la Concesión Definitiva de Generación otorgado por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), por un total de 2747,6 MW, por lo que sumado a la potencia en operación (1755,5 MW) este lustro el mercado peruano podría alcanzar los 4,5 GW.

Se trata de 12 proyectos solares y 3 eólicos, valiéndose de datos al 30 de junio del 2025.

Entre las empresas detrás de los proyectos se destacan Engie Perú, Statkraft Perú, Orygen, Kallpa Generación y Acciona.

Actualmente, el SEIN registra una capacidad operativa distribuida entre 1.021,3 MW de centrales eólicas y 734,2 MW de solares. Mientras que al 2030 podrían alcanzarse los 2861,5 MW fotovoltaicos y 1641,6 MW eólicos.

Si se toman en consideración los proyectos que aún no cuentan con concesión definitiva, el total de potencia con EPOs aprobados alcanza los 23 GW, de los cuales 12.979,1 MW son solares (56%) y 10.098,6 MW eólicos (44%). Por lo que las cifras al 2030 alcanzarían los 24,8 GW, siempre y cuando los proyectos avancen en sus etapas de desarrollo.

La distribución territorial de los proyectos renovables también da cuenta de una fuerte concentración regional. El sur del país lidera con 6.139,1 MW en Arequipa y 3.884,5 MW en Moquegua, seguidos por Ica con 3.318,7 MW. En el norte destacan Lambayeque con 3.404,2 MW y Piura con 2.186,4 MW. Estas cinco regiones concentran más del 80% del volumen proyectado bajo EPO.

La evolución año a año refleja un crecimiento discontinuo. Por ejemplo, de mantenerse el escenario más optimista, la capacidad instalada renovable podría alcanzar 24.833,2 MW hacia el 2030, pero si solo avanzan los proyectos con Concesión Definitiva, la cifra efectiva se reduciría a los 4.503,1 MW, según el análisis de Osinergmin.

Frente a este escenario, el sector privado ya empieza a marcar presencia. La empresa Zelestra inauguró recientemente una planta solar de 252,4 MW en Perú, mientras que Orygen comienza con la construcción de su primer proyecto híbrido de gran escala Wayra Solar de 94,2 MW.

Osinergmin advierte que la diferencia entre el potencial técnico y el desarrollo efectivo es una de las principales barreras para la expansión de las energías limpias. “La capacidad instalada en el SEIN podría alcanzar los 24,8 GW hacia el año 2030, siempre y cuando los proyectos que actualmente se encuentran en etapa de estudio logren concretarse”, expresa el organismo en su última proyección.

Por el momento, esa meta luce distante. Con solo 15 proyectos en condiciones de avanzar y una potencia habilitada muy por debajo del potencial disponible, el desafío de Perú no es técnico ni económico, sino eminentemente institucional. Cerrar la brecha regulatoria será clave para que la transición energética no se quede en el papel.

En este escenario de crecimiento solar, cambios regulatorios pendientes y avances en infraestructura, el Future Energy Summit (FES) se prepara para desembarcar en Perú el próximo 29 de septiembre, con una agenda enfocada en debatir los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector energético en la región andina. La gira de encuentros de profesionales de las energías renovables promete una importante convocatoria de stakeholders del ámbito local e internacional, tal como ya lo ha demostrado en otras latitudes.

Entre los speakers destacadso, Marco Fragale, de Orygen, y Walter Sciutto, de Pluz Energía Perú, ya confirmaron su participación en la conferencia, que se posiciona como el espacio de networking y análisis más convocante para actores del sector público y privado comprometidos con la transición energética en América Latina.

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Risen quiere consolidar su presencia en el mercado brasileño de almacenamiento de energía replicando el modelo de éxito que ya aplica en Europa, Estados Unidos y Asia. Así lo afirmó su gerente de Producto para Latinoamérica, Vanderleia Ferraz, durante su intervención en el panel 2 del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, evento organizado por Future Energy Summit (FES) y transmitido en vivo a través de su canal oficial de YouTube, donde reunió a los principales actores del sector energético.

La ejecutiva explicó que la estrategia de la empresa se basa en tres pilares: soluciones tecnológicas propias, soporte técnico local y un enfoque comercial centrado en segmentos estratégicos como los sistemas comerciales e industriales (C&I), las micro redes y el utility scale.

“Queremos traer al Brasil nuestras soluciones de baterías e inversores y construir aquí la misma participación que ya tenemos en otros países”, manifestó Ferraz.

Actualmente, Risen ya opera en el país con una red selecta de canales de distribución para módulos solares y avanza con el despliegue de su unidad de almacenamiento, Risen Storage, con 8 años de experiencia en integración de sistemas. Con una capacidad instalada de producción de 15 GWh, esta división busca establecer en Brasil el mismo nivel de presencia que tiene en mercados maduros.

Ferraz remarcó el potencial del almacenamiento en Brasil, especialmente en regiones con sistemas aislados y en el sector C&I. Explicó que el país cuenta con cerca de 700 MWh instalados en BESS, de los cuales el 70% están en sistemas aislados y grande parte de los sistemas isolados de la región de la Amazonía aún dependen del diésel

En ese contexto, el almacenamiento aparece como una herramienta clave para reducir costos y aumentar la confiabilidad.

Además, destacó que la relación tarifaria entre horario punta y fuera de punta puede alcanzar de tres a seis veces de diferencia, lo que convierte al BESS en una solución económicamente viable.

“Tenemos bastante foco en el desarrollo de productos para C&I y micro redes, justamente porque son sectores donde el almacenamiento tiene mucho sentido por razones económicas y operativas”, afirmó.

Risen presentó su portafolio de soluciones globales, que incluye desde gabinetes plug & play de entre 215 y 261 kWh hasta soluciones para utility scale.

“Cuando aplicamos ingeniería al diseño de los productos integrados y de los proyectos, conseguimos reducir significativamente los costos totales y mejorar el retorno financiero”, explicó.

La ejecutiva enfatizó que, a pesar de las similitudes entre productos, el almacenamiento no puede ser tratado como una commodity, ya que la integración y el diseño son diferenciales determinantes.

“Es muy importante considerar el lado de la ingeniería. La diferencia está en cómo se integra el sistema, cómo se diseña y qué soluciones se entregan”, remarcó.

Desde una perspectiva sistémica, Ferraz consideró que el BESS es clave para mantener bajos los costos de energía en Brasil. Citó datos de ABSOLAR que muestran que el costo medio de la energía solar es de 11 centavos por kWh, frente a cerca de 1 real en la red.

“El BESS es mandatorio para que podamos mantener o incluso disminuir el costo global de la energía en el país”, aseguró.

La alta participación de fuentes intermitentes en la matriz, ya cercana al 34%, está generando curtailment y mayor uso de térmicas, algo que el almacenamiento puede mitigar.

Regulación, barreras fiscales y estrategia local

Consultada sobre las barreras para el despliegue del almacenamiento en Brasil, Ferraz fue directa: el principal obstáculo no es técnico ni regulatorio, sino tributario.

“La tributación en el sector puede llegar al 70% y eso quita condiciones de igualdad entre el BESS y otras fuentes que reciben incentivos”, señaló.

Destacó también la importancia de que la regulación incorpore mecanismos que permitan nuevas formas de monetización del BESS, como sucede en mercados como el Reino Unido y Estados Unidos. Allí, tras comenzar con servicios ancilares, el almacenamiento hoy genera ingresos por inercia sintética o provisión de corriente de cortocircuito.

“Estamos construyendo una regulación que debe considerar el dinamismo del mercado”, planteó.

En cuanto al despliegue comercial y técnico, Risen implementará el mismo modelo operativo que utiliza en otros países, incluyendo soporte técnico local 24/7, comisionamiento y disponibilidad de repuestos. Esto podrá realizarse mediante personal propio o alianzas estratégicas.

La empresa estará presente en la próxima edición de InterSolar, donde exhibirá su portafolio completo de soluciones para el mercado brasileño.

Ferraz concluye: “También estamos disponibles a través de nuestras redes sociales y canales comerciales para responder cualquier duda”.

Con una visión clara, recursos propios y un modelo probado internacionalmente, Risen se posiciona como uno de los actores que quiere liderar la próxima fase del mercado de almacenamiento en Brasil.

Reviva el FES Brasil Virtual Summit completo:

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Brasil se ha convertido en una de las principales plataformas de expansión de 360Energy en América Latina, tanto por las condiciones del mercado como por su potencial de crecimiento. Así lo expresó Pedro Mecabô Junior, Project Manager/Contract Manager de la empresa, durante su participación en el evento “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, organizado por Future Energy Summit (FES) y transmitido en vivo a través de su canal oficial de YouTube.

“Viendo desde el punto de vista del equipo que llegó aquí, Brasil fue el primer país en que se identificaron grandes oportunidades. Hoy somos más rentables aquí que en otros países donde también estamos presentes”, manifestó Mecabô.

La compañía de origen argentino, que desde hace casi siete años desarrolla proyectos solares en tres provincias del país con un portafolio de 250 MW en operación, llegó a Brasil hace dos años con un modelo que apunta directamente al mercado libre y los contratos de compraventa de energía.

“El modelo que estamos presentando en Brasil es con foco en PPAs, donde estamos viendo oportunidades no solo con socios locales, sino también en otros países”, detalló Mecabô. Actualmente, la empresa comercializa 550 GWh anuales de energía solar.

En el marco de su crecimiento regional, la firma trabaja junto a Stellantis, una de las principales automotrices del mundo, con presencia en tres plantas en Brasil, dos en Argentina y proyectos que también se desarrollan en México, España e Italia. La colaboración con la industria automotriz también permitió explorar nuevas aplicaciones tecnológicas.

“Hoy actuamos, por ejemplo, en el mercado de carport, desarrollando una unidad con más de 5200 plazas para vehículos, sustituyendo protecciones antigranizo y haciendo la implantación de estructuras solares”, señaló el ejecutivo.

Mecabô reconoció que parte del éxito en Brasil se debe a la maduración del mercado, especialmente en relación con los contratos de largo plazo. “Hace cuatro o cinco años, los PPAs se negociaban con plazos muy cortos, por la inseguridad de los jugadores”, recordó. En cambio, hoy 360Energy participa en contratos de hasta 15 años, que resultan más atractivos y seguros para los compradores.

En este sentido, mencionó que la reducción de costos, la llegada de tecnologías europeas y la inestabilidad energética en otras regiones generaron un entorno más favorable. “El precio del módulo bajó, la estructura se volvió más competitiva, y hubo una inserción de nuevas tecnologías”, explicó.

Pese al crecimiento, el ejecutivo advitiyó que existen limitaciones estructurales en el sistema brasileño, especialmente en la infraestructura de transmisión. “Hay plantas en potencial desarrollo que están impedidas de hacer la circulación de energía por causa de la transmisión”, indica.

Frente a este escenario, 360Energy mantiene un diálogo activo con autoridades y stakeholders del sector. “Estamos haciendo reuniones con los involucrados para ver cómo podemos ayudar y en qué oportunidades podemos insertarnos en el mercado”, destaca.

Aun con estos desafíos, el compromiso de la compañía con Brasil es evidente: ya cuenta con más de 114 personas trabajando directamente en el país y prevé seguir creciendo. “Estamos entendiendo el sistema político y de desarrollo junto a los órganos de cada distribuidora. Vemos el mercado con una perspectiva muy positiva”, afirmó el Project Manager.

El objetivo es crear sinergias con los principales actores del ecosistema verde. “Tenemos que tener un poco de paciencia y persistencia en el mercado. Buscar soluciones viables para que todos entren en consenso y produzcamos proyectos de calidad”, remarcó.

En esa línea, resalta que la comercialización debe ser vista como un eslabón esencial: “Podés tener proyectos, equipos y estructura, pero si no hay un mercado que absorba esa energía con rentabilidad, la cadena no se sostiene”, adviritó.

Por último, subrayó que Brasil representa una vitrina para demostrar al mundo la capacidad del país y su industria energética. “Queremos mostrar cómo trabajamos con energía verde, con calidad, seguridad y valorizando a las personas involucradas. Es nuestra oportunidad de atraer inversiones y crecer el mercado fotovoltaico brasileño”, concluyó.

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Uruguay lleva algunos años sin licitaciones públicas para la incorporación de nueva capacidad renovable, más allá de lo hecho por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) con las convocatorias de los parques solares Punta del Tigre (25 MW) y Melo (75 MW), ambos bajo un esquema EPC con financiamiento propio.

Este hecho levantó la voz por parte del sector energético, que advirtió sobre la falta de un plan definido para añadir nueva capacidad ERNC en el país, y que desde la propia UTE no pudieron evadir durante el XI Congreso LATAM Renovables, «EnergIA Inteligente», organizado por AUDER. 

La presidenta de UTE, Andrea Cabrera, reveló que el ente estatal prevé que en 2026 se podrá vislumbrar un ingreso de 100 MW fotovoltaicos al sistema, alineado con las proyecciones históricas del país, y que se evalúan esquemas para futuras convocatorias. 

“Tenemos propios estudios de expansión de la demanda. Si bien aún no se cerró la actualización del informe, el resultado final será cercano a lo ya conocido (100 MW solares por año), por lo que la expansión será con renovables, siendo que la primera tecnología que aparece es la fotovoltaica y es nuestra intención continuar por ese camino”, indicó. 

“Como empresa pública vamos por licitaciones, fuera de lo que podemos hacer con nuestro propio espacio fiscal. Tenemos los mecanismos, incorporaremos lecciones aprendidas de los primeros PPA y buscaremos reconocer todos los servicios que brindan las centrales”, agregó en referencia a los mecanismos de contratación.

El rediseño de los pliegos, además, no será unilateral. “Ya comenzamos a dialogar con la Dirección Nacional de Energía en la materia”, indicó la presidenta del ente, subrayando el trabajo coordinado con las autoridades del Ministerio de Industria, Energía y Minería para establecer reglas claras que aseguren competitividad y previsibilidad a futuro.

Infraestructura y red de transmisión: un pilar indispensable

En paralelo a los anuncios sobre generación, UTE prioriza la expansión de la infraestructura de transmisión eléctrica, que acompañe la potencia renovable a instalarse a lo largo del país. En este sentido, ya se comenzó a trabajar en un nuevo corredor central de 500 kV, que irá desde Chamberlain hasta Pando. 

“La obra responde a las proyecciones de crecimiento de la demanda en Montevideo y la zona metropolitana, y será estratégica para potenciar el sistema y unificarlo, más si se considera que pronto finalizarán las obras del Anillo de Transmisión del Norte, que conectará Tacuarembó y Salto”, mencionó. 

El plan de expansión también incluye inversiones focalizadas en distintas regionales, donde se destinarán fondos para reforzar nodos clave y garantizar una red más robusta de cara a futuras incorporaciones solares. 

Y según detalla Cabrera, “alrededor del 20%” del presupuesto de UTE para el presente quinquenio estará destinado a esas obras de infraestructura tan importantes y determinantes para la incorporación de nueva capacidad renovable.

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Nuevo León busca posicionarse como polo de innovación energética de México, con soluciones orientadas al usuario final como generación solar distribuida, almacenamiento con baterías, eficiencia energética industrial y electrificación de flotas. Sin embargo, estos avances se ven limitados por cuellos de botella regulatorios, saturación de redes eléctricas y escasa injerencia estatal en la infraestructura de transmisión y distribución, advirtió Eleazar Rivera Mata, director general del Clúster Energético del Estado de Nuevo León.

“La generación distribuida sigue siendo muy atractiva para el sector industrial, sobre todo en parques industriales que buscan garantizar competitividad energética”, señaló Rivera Mata, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que la generación distribuida es el segmento que más inversiones atrae.

El 90% de la población y la actividad económica del estado se concentra en el área metropolitana, generando una alta presión sobre el sistema eléctrico. El crecimiento demográfico y económico acompaña esta tendencia. Rivera Mata destacó que en menos de cinco años, ciudades como Monterrey casi duplicaron su población, lo que incrementa las necesidades energéticas de los sectores residencial, comercial e industrial además del almacenamiento ante los retos de intermitencia y saturación de la red.

No obstante, el despliegue de estas soluciones enfrenta desafíos importantes. “Tenemos generación y tenemos demanda, pero no hemos hablado del otro tema clave: la transmisión y la distribución”, advirtió Rivera Mata. Explica que, aunque el Estado puede impulsar decisiones dentro de sus industrias,el desarrollo de infraestructura eléctrica recae principalmente en el ámbito federal, lo que representa una oportunidad de mejora en la coordinación entre niveles de gobierno.

“Todavía estamos esperando un marco jurídico y regulatorio más claro, que sea predecible y brinde certidumbre a las inversiones”, remarcó. Otro desafío es la lentitud en los permisos de interconexión, especialmente para proyectos solares. “Queremos ser facilitadores de la industria privada, porque capital y necesidad hay. Lo que falta es agilidad”, subrayó el directivo.

A pesar de las trabas, Nuevo León aprovecha su posición estratégica dentro del fenómeno del nearshoring y fortalece su ecosistema mediante alianzas globales. “Visualizamos al Estado como un actor estratégico en la transición energética del país”, sostuvo Rivera Mata. Entre los acuerdos más relevantes, menciona el reciente convenio con la Agencia Danesa de Energía, enfocado en descarbonización y eficiencia energética, así como un proyecto con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para desplegar una hoja de ruta de talento energético hasta 2030. 

El clúster también trabaja con la Agencia Estatal de Energías Renovables y la Secretaría de Economía en iniciativas como ProSolar y Pymes Verdes, orientadas a capacitar técnicos y pequeñas industrias en generación distribuida y eficiencia energética.

Rivera Mata destacó que el potencial energético de Nuevo León es diversificado. En el norte del Estado se exploran proyectos de biometano, vinculados a la fuerte actividad agrícola y la necesidad de procesos térmicos en la industria alimenticia. También menciona el uso intensivo de HVAC (calefacción y refrigeración) como un vector clave de consumo energético.

En cuanto al futuro, el directivo pone el foco en el desarrollo de capital humano. Junto al BID, lanzaron un proyecto para crear un observatorio de talento energético, con el fin de facilitar la empleabilidad y la reconversión laboral hacia final de la década. “Un ingeniero mecánico puede adaptarse fácilmente al sector energético con microcredenciales. Uno puede especializarse en fluidos, otro en fotovoltaico y otro en eficiencia energética”, ejemplificó, y reconoció que las necesidades del sector son dinámicas y cambiantes: “Un año hablamos de hidrógeno verde, y al siguiente de baterías de litio”.

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Puerto Rico enfrenta un desfase técnico en su planificación energética. Aunque el Plan Integrado de Recursos (PIR) fue aprobado en 2020 por el Negociado de Energía, su proceso de revisión aún no ha culminado. Esta demora, lejos de ser un asunto burocrático, representa un freno estructural para la toma de decisiones estratégicas en el sistema eléctrico de la isla.

“De hecho, existe un PIR aprobado”, explica Luis Avilés, experto del sector energético. “El Negociado de Energía emitió la Resolución Final y Orden en agosto de 2020, aprobando el PIR propuesto por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), estableciendo un horizonte de planificación de 20 años”, señala. Sin embargo, ese plan hoy opera con información que ya no refleja las condiciones técnicas, regulatorias ni económicas del sistema actual.

“Aunque el plan existe, está en proceso de revisión, y dicha actualización aún no se ha culminado”, advierte. Esto significa que la planificación y ejecución de infraestructura energética —incluyendo generación, almacenamiento y distribución— se está realizando con un marco de referencia potencialmente obsoleto. “Las decisiones estratégicas siguen operando bajo parámetros que podrían ya estar desfasados o ser objeto de revisión”, puntualiza Avilés.

Este desfase técnico tiene consecuencias prácticas. El PIR aprobado contempla seis rondas de subastas (Tranche 1 a Tranche 6) para proyectos solares a gran escala con almacenamiento. “El Tramo 1 ya se adjudicó, y el Tramo 2 está en proceso”, detalla. Pero en ausencia de un plan actualizado, “se introducen dudas sobre si los requisitos establecidos siguen siendo válidos o si podrían cambiar”, lo que genera un entorno de alta volatilidad regulatoria.

La falta de claridad en los criterios técnicos y regulatorios impacta directamente en el costo y riesgo de los proyectos. “Esto complica la toma de decisiones de los desarrolladores, encarece el financiamiento, y puede incluso provocar que algunos actores se retiren o se abstengan de participar en las rondas futuras”, advierte. En un contexto de transición energética acelerada, la falta de precisión y coherencia en la planificación impone sobrecostos innecesarios.

El retraso estructural también genera tensiones con otras piezas normativas, como la Ley 10 de 2021, que regula el esquema de medición neta. “Una modificación sustancial de la Ley 10 sería percibida como una ruptura del marco de confianza que se ha construido en torno a la generación distribuida”, señala Avilés. La conjunción de un PIR desactualizado y la amenaza a este régimen crea un doble factor de riesgo.

“Si se eliminan o degradan los beneficios actuales —por ejemplo, reduciendo el valor del crédito o imponiendo cargos punitivos— se desincentiva de inmediato la adopción de energía solar”, alerta. Esto contradice las metas de resiliencia y descarbonización, pero además distorsiona las decisiones de política pública, que deberían estar guiadas por información técnica actualizada.

El resultado es un mercado ralentizado por la falta de sincronía normativa. Según Avilés, “muchos consumidores y empresas instaladoras están en una especie de pausa estratégica, esperando claridad antes de asumir nuevos compromisos”. Esta inacción se da en el segmento más dinámico del ecosistema renovable: la energía solar distribuida, clave para aliviar la carga de la red centralizada.

La solución, plantea Avilés, comienza con una reafirmación del compromiso institucional. “Lo que se espera es coherencia y firmeza. Que el Gobierno reafirme públicamente su compromiso con los objetivos establecidos en el PIR vigente”, señala. Asimismo, subraya la necesidad de cerrar el proceso de revisión del PIR “con plena transparencia, participación ciudadana y rigor técnico”.

También destaca el rol del sistema judicial como garante de la estabilidad regulatoria. “Se espera que actúe como garante del Estado de Derecho, interviniendo cuando se intenten violar derechos adquiridos, el debido proceso, o el mandato legal de transición energética”, puntualiza.

En lo que queda del año, el sector espera definiciones concretas: “Se espera que el Negociado de Energía publique el PIR actualizado, integrando las nuevas realidades del sistema eléctrico y del mercado global de energías renovables”, sostiene Avilés. Además, se aguarda la finalización del Tramo 2 y la convocatoria del Tramo 3.

Ya con vista al próximo año, hay perspectivas de avance si se logra resolver este bloqueo estructural. “La expectativa es que comience la construcción efectiva de proyectos a gran escala, tanto en generación como en almacenamiento”, indica. También se anticipa impulso a proyectos de “microredes, resiliencia comunitaria, y eficiencia energética”.

Pero Avilés es claro al trazar el límite: “Todo esto dependerá, claro está, de que no se desmantelen los pilares legales que han hecho posible este avance”, concluye.

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Colombia superó los 2,2 GW solares operativos y se consolida como uno de los países con mayor proyección de crecimiento renovable en América Latina y uno de los más interesantes focos de inversión según las fabricantes de la cadena de valor fotovoltaica.

Los datos provienen de un nuevo relevamiento de XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, que registra 405 proyectos de generación actualmente en el mix y cuya capacidad efectiva neta suma más de 21,7 GW.

Aunque el grueso del sistema eléctrico sigue basado en fuentes hidráulicas y térmicas, el crecimiento reciente de la solar fotovoltaica permitió superar el 10%.

El avance de esta tecnología ha sido especialmente acelerado entre 2022 y 2024, período en el que se sumaron 1.800 MW al sistema. Entre estos, 922 MW están en etapas de pruebas. 

Sólo en 2024 se incorporaron 1.393 MW solares y en lo que va de 2025, se registran 289 MW solares conectados hasta agosto en pruebas.

Un aspecto clave del análisis de XM es que el informe sólo incluye proyectos de generación centralizada, generación distribuida y autogeneración a gran escala.

No se contemplan instalaciones de autogeneración de pequeña escala, es decir el universo de instalaciones residenciales, comerciales e industriales que operan fuera del mercado mayorista.

Consultando el sitio web oficial del Plan 6 GW+, que sí las incluye se pueden distinguir 362,97 MW más de potencia instalada. 

Mapa empresarial renovable

El informe de XM muestra que más de una decena de empresas protagonizan el desarrollo solar en Colombia. Enel Colombia es una de las compañías con mayor presencia, con parques solares de gran escala en operación y nuevos desarrollos en curso (692 MW).

Le siguen Celsia Colombia y AES Colombia, que han incorporado centrales solares a su portafolio tradicional y promueven estrategias integradas de generación, almacenamiento y descarbonización.

También destacan firmas como Erco Energía, Greenyellow, Grenergy Renovables, Enerbit, Solarpack, X-Elio, Solecol, Aldesa Solar, Fusión Solar, Solarnet y Solenium, que suman proyectos en múltiples departamentos y operan bajo distintos esquemas regulatorios.

Eólica

La generación eólica, por su parte, continúa con una presencia marginal en términos operativos: sólo 41 MW figuran en servicio, aunque se espera un mayor dinamismo hacia 2026 con la entrada en operación de parques en La Guajira, Cesar y Atlántico.

Empresas como Isagen, Acciona Energía, EDPR y Vestas lideran el pipeline eólico a gran escala, enfrentando desafíos asociados a la conexión en zonas no interconectadas, licencias sociales y capacidad de transmisión.

Zonificación

En términos geográficos, el despliegue solar ha permitido descentralizar parcialmente la generación. Aunque departamentos como Antioquia, Cundinamarca y Atlántico concentran buena parte de la capacidad instalada total del país, los proyectos solares están habilitando nuevos polos energéticos, con participación de actores regionales y desarrolladores medianos.

La transformación del parque generador colombiano está en curso, y la energía solar fotovoltaica se posiciona como la principal tecnología renovable no convencional del país. 

A junio de 2025, según el informe de avance de proyectos de generación en tramitación, existen 278 proyectos solares en diferentes etapas que suman 3.329 MW, lo que representa más del 50 % del total del pipeline. 

Aunque sólo 43 de ellos están en operación, otros 85 ya se encuentran en fase de pruebas y 13 están en construcción, lo que anticipa una expansión significativa de la capacidad instalada solar en el corto y mediano plazo. 

Para sostener este crecimiento, será clave fortalecer los marcos regulatorios, agilizar los procesos de conexión, ampliar las redes de transmisión y garantizar condiciones de inversión estables para todos los actores del mercado.

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En el marco del Congreso de Energía CR 2025, organizado por la Cámara de Industrias de Costa Rica, Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio de HiPower Costa Rica, advirtió que la transición energética del país exige incorporar soluciones técnicas avanzadas para mantener la estabilidad de la red. Con una visión integral sobre generación, respaldo y seguridad eléctrica, su exposición puso el foco en el potencial transformador del almacenamiento y la tecnología Grid Forming.

Desde su experiencia pionera en sistemas de baterías e inversores, el ejecutivo repasó la evolución de la energía solar desde sus inicios hasta el momento actual, en el que es la fuente más barata del mundo. Enfatiza que Costa Rica cuenta con un “potencial solar envidiable incluso para Europa”, pero que debe complementarse con planificación y capacidad de respuesta en la red.

El sistema eléctrico ya no puede depender exclusivamente de la inercia de fuentes tradicionales. Varela sostiene que, ante el crecimiento de las renovables, es indispensable garantizar el control de voltaje, frecuencia y potencia reactiva. Funciones que pueden cumplir tecnologías como los inversores solares modernos y los sistemas de almacenamiento.

“Controlar el voltaje es muy importante. Los inversores, que son electrónica de potencia, tienen la capacidad de absorber o inyectar reactivo para garantizar estabilidad en la red”, explica.

Además, introduce el concepto de inercia eléctrica, vital para absorber variaciones bruscas y mantener sincronía en el sistema. Las fuentes renovables pueden desempeñar ese rol si se integran con la tecnología adecuada. Incluso las turbinas eólicas en reposo, afirma, pueden operar en modo de emergencia, “absorbiendo cierta inercia”.

Como ejemplo concreto de lo que está en juego, Varela menciona el apagón de 19 horas que afectó a España, Francia y Portugal en abril de 2025. La causa: falta de control de frecuencia y voltaje, lo que desató una reacción en cadena.

“No es el solar el causante de estos problemas. Simplemente necesitamos controles adecuados”, advierte.

Frente a esto, resalta la tecnología Grid Forming, que permite que inversores solares o baterías simulen el comportamiento de plantas síncronas.

“El reforming ayuda a una respuesta rápida a la frecuencia, a estabilizar el voltaje y ser un complemento de la inercia”, destaca.

Potencial del solar y el rol del almacenamiento

Costa Rica cuenta con zonas de irradiación solar de hasta siete horas diarias en verano. Este potencial, sin embargo, debe ir acompañado por soluciones para mitigar los riesgos de la intermitencia. Por lo que HiPower estima que proyectos solares de entre 20 y 100 MW pueden ejecutarse entre uno y dos años, una ventaja frente a otras fuentes con mayores plazos de desarrollo. “Nadie quiere estar construyendo en plazos de 10, 15 años”, afirmó Varela.

Además, en línea con el Plan de Expansión del ICE, se visualizan hasta 500 MW de proyectos solares en los próximos años, pero si se desea una demanda estable, el especialista puntualizó en la necesidad de baterías. 

¿Por qué? Los sistemas de almacenamiento brindan respaldo, control de frecuencia, de voltaje y funcionamiento en modo isla, e incluso pueden operar como fuente de voltaje en situaciones críticas.

El experto también apunta al rol que puede tener la generación distribuida con baterías, tanto en hogares como en empresas: “Podemos tener respaldo de uno o dos días en nuestros negocios o casas en caso de un terremoto o inundación”.

Finalmente, remarca que el crecimiento en el consumo eléctrico es positivo para la economía. Según el Plan Nacional de Expansión de Energía, Costa Rica pasará de 13.200 GWh en 2025 a 15.000 GWh en 2030, lo que representa un crecimiento del 18%. “El crecimiento en la demanda significa prosperidad”, resume Varela, subrayando que la transición energética es viable si se apoya en tecnología, planificación y respaldo adecuado.

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Hoy el sector energético de América Latina vuelve a tener una cita ineludible. Se trata del “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un evento de referencia organizado por Future Energy Summit (FES), que una vez más ofrece acceso gratuito y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube.

Este encuentro virtual pondrá el foco sobre el mercado energético brasileño, el más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial por su potencial renovable, su capacidad instalada y su papel estratégico en la transición energética global. La jornada promete una agenda nutrida de debates con los líderes que están marcando el rumbo del sector, tanto en energías renovables como en tecnologías de almacenamiento.

Con esta nueva edición, FES continúa consolidándose como una plataforma de conocimiento abierta, inclusiva y actualizada, acercando las principales tendencias del sector a profesionales, tomadores de decisiones e inversores de todo el mundo, sin barreras de acceso.

La apertura estará a cargo de Daniela García, country manager de Invest in Latam. Mientras que La programación del evento se estructura en dos paneles de debate, que contarán con la presencia de representantes de compañías líderes y asociaciones claves del sector renovable y del almacenamiento energético.

Entre los participantes confirmados se encuentran JA Solar, ABEEólica, 360Energy, Risen, DIPREM, Gotion, así como representantes de asociaciones como ABSOLAR y ABSAE.

A partir de las 10:00 (hora de Brasilia), se llevará a cabo el primer bloque del evento: “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, donde se abordarán las claves para la continuidad y expansión de proyectos solares y eólicos, incluyendo los desafíos regulatorios, el potencial de la generación distribuida y la importancia de desarrollar la eólica offshore. Allí participarán:

• Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar

• Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica)

• Pedro Mecabô, project manager de 360Energy

En tanto que la moderación estará a cargo de Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de administración de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

También se analizará el impacto estratégico que tendrá Brasil al ser anfitrión de la COP30 en noviembre, consolidando su rol como líder climático y energético regional.

En un segundo bloque, el evento ofrecerá una visión proyectiva bajo el título: “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil”. Aquí, los expertos se centrarán en los segmentos con mayor potencial de crecimiento en los próximos años, los precios esperados para tecnologías de almacenamiento y las oportunidades vinculadas a nuevas subastas de energía y la futura reserva de capacidad con baterías, conocida como LRCAP Almacenamiento.

Participarán:

• Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen

• Anatalio Cerqueira, gerente de operaciones de DIPREM

• Marcelo Sousa, director de desarrollo LATAM de Gotion

Mientras que la moderación estará a cargo de Fábio Lima, director ejecutivo de la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE).

Una oportunidad única para acceder a conocimiento de valor

A través de su ciclo de eventos virtuales, Future Energy Summit reafirma su compromiso con la difusión de información estratégica, ofreciendo transmisiones gratuitas en vivo para todo público, lo que convierte a FES en la única plataforma del sector que mantiene este formato inclusivo a lo largo de toda su gira 2025.

🔴 Transmisión en vivo: canal oficial de Future Energy Summit en YouTube
📅 Fecha: Miércoles 6 de agosto de 2025
🕙 Hora: 10:00 (Brasilia) | 08:00 (Bogotá) | 15:00 (Madrid)

Incripción gratuita

No pierda la oportunidad de ser parte del debate energético más relevante del momento. ¡Nos vemos mañana en el Brazil Future Energy Virtual Summit 2025!

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En un contexto donde la eficiencia, la reducción de costos y la adaptación al terreno se han vuelto prioridades estratégicas para el desarrollo de proyectos solares a gran escala, dos empresas líderes del sector —S-5! y Gonvarri Solar Steel— ya participan del PVBook 2025, catálogo digital internacional producido por Strategic Energy Corp. 

Allí pueden presentar sus soluciones más innovadoras respecto a estructuras y trackers para el sector solar. Se trata de productos que no solo optimizan la instalación, sino que también redefinen los estándares de durabilidad, resistencia y rendimiento para estructuras fotovoltaicas.

Desde Estados Unidos, S-5! refuerza su presencia global con el PVKIT, un sistema de fijación solar que marca un antes y un después al eliminar por completo el uso de rieles. Este dispositivo, especialmente diseñado para cubiertas metálicas, representa una evolución clave en la instalación de paneles solares gracias a su capacidad para disminuir el peso total del sistema hasta en 85% y distribuir la carga de forma 25% más eficiente. 

Uno de los aspectos más relevantes del PVKIT es que resulta una opción especialmente atractiva para proyectos industriales o comerciales, además que cuenta con certificación UL y ha sido sometido a rigurosas pruebas de cargas en laboratorios, lo que respalda su ingeniería de alto nivel.

Complementando su oferta, S-5! también presenta dos líneas de accesorios de anclaje que amplían las aplicaciones solares sobre techos metálicos: las abrazaderas para techos engargolados sin perforación y los brackets para cubiertas de fijación expuesta, como las trapezoidales u onduladas.

Ambos productos están pensados para preservar la estanqueidad del techo y maximizar la resistencia ante cargas de viento, permitiendo la instalación no solo de paneles solares, sino también de pasarelas, protecciones contra caídas y otros accesorios críticos para los proyectos.

Del otro lado del Atlántico, la española Gonvarri Solar Steel apuesta fuerte con su nuevo lanzamiento: el TracSmarT+1P, un seguidor solar horizontal tipo 1P diseñado para elevar el rendimiento energético mediante una estructura optimizada y simplificada. 

La compañía, reconocida por su presencia en los principales mercados fotovoltaicos del mundo, incorpora en esta solución varias innovaciones tecnológicas que buscarán posicionarla como un actor clave en los nuevos proyectos utility-scale.

Entre las características más destacadas del TracSmarT+1P se encuentra su capacidad para inclinarse hasta 60°, que permite mejorar significativamente la captación de radiación solar en distintos momentos del día y del año. 

A su vez, su diseño reducido en número de piezas, junto con un sistema de bloqueo mecánico y la tecnología SmartSlope, permite una instalación más ágil y segura, incluso en terrenos con pendientes o condiciones topográficas complejas, lo que convierte al TracSmarT+1P en una solución especialmente viable para proyectos en América Latina, donde la variabilidad topográfica suele ser un desafío.

Con estos lanzamientos, ambas compañías se perfilan como referentes en la innovación estructural del sector fotovoltaico, ofreciendo herramientas clave para desarrolladores, EPCistas e instaladores que buscarán competir en un 2025 cada vez más exigente en términos técnicos, económicos y medioambientales.

Todas estas soluciones forman parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países y que centraliza información técnica de productos esenciales —inversores, módulos, trackers y baterías— del sector fotovoltaico. 

Y con una interfaz multilingüe y multirregional, se posiciona como una guía esencial para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

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Perú cuenta actualmente con una cartera de más de 60 proyectos eólicos en distintas fases de desarrollo, que suman una potencia acumulada superior a los 14.881,5 MW, de acuerdo al mapeo de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). Esta cifra representa un volumen inédito para el país y señala un interés creciente por este sector, pero a la vez revela la distancia que aún existe entre la planificación energética y la concreción de nuevas instalaciones renovables.

Del total de emprendimientos listados en el mapa, 40 tienen el estudio de preoperatividad (EPO) aprobado por un total de potencia de 8,9 GW. Mientras que los restantes acumulan 5,2 GW que aún no cuentan con esa aprobación. 

El sector eólico en Perú presenta un grupo definido de actores que lideran la expansión por volumen acumulado de potencia en desarrollo. Ignis se encuentra a la cabeza de la cartera de iniciativas, con 6 proyectos y 2.053,9 MW. Le siguen Enel Green Power Perú S.A., que suma otros 7 proyectos por 1159,8  MW, y Kallpa Generación S.A., con 4 desarrollos y 1.001,4 MW. 

También destacan Fénix Power Perú, con 4 proyectos por 937,6 MW, y Acciona Energía Perú S.A.C, con 5 proyectos y 880,7 MW. Estas cinco compañías concentran más del 38% del total de potencia en tramitación eólica.

Otras empresas que se posicionan en el mapa de tramitación son Atlas Renewable con dos proyectos por 822 MWy Engie con 737 MW de cuatro parques. Además, se destacan iniciativas de compañías como Blaud Energy, Sowitec, Oryx Power, Bow Power y Cordillera Solar, cuyos proyectos se ubican entre los 110 MW y 400 MW, contribuyendo a diversificar el portafolio eólico del país tanto en escalas como en ubicaciones geográficas.

En ese sentido, diez proyectos superan los 400 MW, lo que marca una evolución hacia plantas de gran escala con capacidad de abastecimiento regional y alto impacto en la matriz energética.

El mapa de proyectos también refleja una tendencia hacia la concentración de iniciativas en regiones del norte y la costa del país, donde los recursos eólicos son más competitivos y existen mejores condiciones logísticas. Este patrón refuerza la necesidad de planificar el crecimiento de la red eléctrica de forma estratégica, para evitar cuellos de botella en la conexión y transporte de la energía generada.

Si bien el pipeline eólico se encuentra en crecimiento, la dinámica regulatoria es el principal desafío. Osinergmin advierte que  3 proyectos eólicos cuentan con Concesión Definitiva de Generación, lo que representa 620,3 MW, 

La situación cobra mayor relevancia si se compara con la potencia eólica actualmente instalada en el país, que asciende a 1.021,3 MW, de acuerdo a datos del SEIN. En un escenario favorable, que contemple tanto la infraestructura existente como los proyectos con permisos avanzados, la proyección de capacidad instalada al 2030 alcanzaría los 4,5 GW entre eólica y solar.

Esto implica que aún si todos los proyectos con Concesión Definitiva ingresaran en operación antes del final de la década, el país estaría lejos de aprovechar el potencial técnico identificado en el mapeo. De allí la urgencia de acelerar los procesos administrativos y generar condiciones habilitantes para el despliegue masivo de renovables.

En este contexto, Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Lima el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria de stakeholders del sector energético local e internacional, tal como lo viene haciendo en otras latitudes. La cita se desarrollará en un contexto clave para el país, con fuerte dinamismo en el pipeline renovable, expectativas regulatorias y avances en infraestructura de transmisión.

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La designación del Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá genera consenso en el sector sobre la necesidad de asegurar continuidad institucional en los proyectos clave. Así lo sostuvo Héctor M. Cotes, presidente del World Energy Council Panamá, quien considera fundamental que se mantengan las iniciativas impulsadas por la gestión anterior, especialmente las licitaciones ya anunciadas para los próximos años.

“La expectativa del sector energía es que haya continuidad institucional, en donde se mantengan los proyectos más relevantes de la Secretaría Nacional de Energía, como por ejemplo, el calendario de licitaciones presentados el pasado mes de julio”, manifestó Cotes.

Desde su visión, la programación a mediano y largo plazo genera previsibilidad para los actores del sector, lo que se traduce en mejores condiciones para atraer capital.

“Son favorables las señales que envían estos cronogramas de licitaciones para los próximos años a los posibles inversionistas interesados, nuevos y ya establecidos, dado que generan un clima de tranquilidad y estabilidad para las inversiones en el sector”, añadió.

La industria energética panameña tiene como particularidad la necesidad de planificar sus obras con anticipación, debido a los tiempos que demandan sus infraestructuras.

“Recordemos que en el sector energético muchas de las infraestructuras requieren más de un año en ser diseñadas, construidas, y estar listas para operar, por lo que la planificación a mediano y largo plazo son propias de esta industria”, indicó el directivo.

En los últimos años, Panamá ha evidenciado un dinamismo renovable, sobre todo en el segmento solar. Esta tendencia ha ido acompañada por el desembarco de nuevos jugadores empresariales, atraídos por el marco regulatorio y las oportunidades del país.

“La inversión renovable, principalmente en plantas solares, ha sido pivotal en los años recientes y ha despertado el interés de varias empresas que en los últimos años se han establecido en Panamá”, explicó Cotes, destacando un crecimiento sostenido en el rubro.

Sin embargo, este avance plantea nuevos desafíos: el sistema de transmisión eléctrica debe evolucionar al ritmo del parque renovable. Según el presidente del World Energy Council Panamá, esto implica un compromiso estructural.

“Es vital que la infraestructura en subestaciones y transmisión en general vaya acorde con este crecimiento, para que estas últimas no sean impedimento a la atracción de más plantas solares o eólicas a lo largo de todo el país”, remarca.

Con la asunción de Rodrigo Rodríguez en reemplazo de Juan Manuel Urriola, el sector reconoce un perfil técnico con amplia experiencia, especialmente en temas regulatorios, un aspecto considerado estratégico para la modernización del marco legal vigente, establecido por la Ley 6 de Energía de 1997.

“La amplia experiencia del Dr. Rodríguez en el sector energía, en especial en regulación, es clave para que la Secretaría Nacional de Energía pueda aportar de manera efectiva en los procesos de actualización de las regulaciones y el marco jurídico bajo la Ley 6 de Energía de 1997”, concluyó Cotes.

La nueva etapa institucional en la Secretaría de Energía se perfila, según el sector, como una oportunidad para consolidar políticas de largo plazo, acelerar la penetración de renovables y mejorar la competitividad del sistema eléctrico panameño.

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EMD International intensifica su despliegue en América Latina con una propuesta integral para desarrolladores de proyectos de transición energética. 

A través de una combinación de software especializado y servicios de consultoría técnica, la firma de origen danés busca acompañar el desarrollo de iniciativas eólicas, solares y de almacenamiento en mercados como Argentina, Colombia, Chile y Perú.

La plataforma windPRO ha logrado una fuerte penetración en la región, siendo una herramienta ampliamente utilizada en países como Colombia, Chile y Argentina, donde ya existe un ecosistema competitivo consolidado. 

“El software windPRO tiene un alcance bastante importante en Latinoamérica, es uno de los pocos softwares especializados en el desarrollo y la planificación, la ingeniería de proyectos eólicos. Actualmente destacamos el potencial en Colombia y en Chile, además de Argentina. Mientras que Perú se posiciona en segunda línea, lo que refleja un poco los usuarios de windPRO”, detalló Mathias Thamhain, managing partner de EMD International.

Mientras que herramientas como energyPRO tienen un mayor campo de aplicación en mercados más maduros, ya que permite la comparación de proyectos, de casos de negocios, ya que permite modelar un elevado grado de complejidad de los proyectos, pero a su vez, en todo el cálculo económico y el dimensionamiento técnico. 

A partir de esta experiencia, EMD también se posiciona como asesor estratégico en procesos clave como la licitación AlmaGBA en Argentina, la cual recibió casi 30 ofertas, donde acompaña a algunos oferentes. 

“Proponemos acompañarlos en el dimensionamiento de las instalaciones, en la evaluación económica del proyecto, y luego, en caso de ser adjudicado y avanzar con el proyecto, con el diseño específico y la integración de los equipos que hacen al proyecto de almacenamiento”, indicó Thamhain.

Para Thamhain, este tipo de acompañamiento ha sido un diferencial desde los inicios del desarrollo renovable en la región. Sumado a que poseen clientes en Perú que acompañamos desde hace 10 años, o sea desde aquellos momentos donde no había ni siquiera un marco regulatorio. Por lo que los cambios regulatorios que fomentan las renovables son consideradas como modificaciones muy positivas.

“Sin embargo, Perú está bastante más detrás de mercados como Colombia o Chile, donde se ha establecido un tejido competitivo de varios actores. En Perú vemos todavía que se está dando esta estructuración”, aclaró el entrevistado.

Ventajas funcionales de los softwares de EMD

Las plataformas desarrolladas por EMD se enfocan en resolver desafíos complejos desde una mirada técnica precisa. windPRO permite evaluar un proyecto eólico desde el punto de vista de la producción energética, cargas y vida útil de los componentes, lo que lo convierte en un estándar en planificación e ingeniería.

energyPRO, en cambio, se posiciona como la herramienta esencial para la planificación de proyectos híbridos y de almacenamiento, particularmente aquellos que requieren evaluar múltiples componentes y escenarios económicos. “Ofrece la flexibilidad para programar las particularidades de cada situación y de cada entorno macroeconómico y regulatorio”, aseguró Thamhain.

Entre sus funcionalidades destacadas, permite dimensionar la capacidad óptima de sistemas BESS, modelando demanda, ciclos operativos y degradación. También compara tecnologías de baterías según costos, eficiencia y vida útil, y simula la operación técnica y económica del sistema, proyectando ingresos por servicios de red, reducción de picos o respaldo renovable.

“Ponemos todo el expertise en ingeniería de proyectos a disposición del usuario de energyPRO, ya sea en forma de templates o consultoría específica para cada proyecto”, manifestó el managing partner de EMD International, quien subrayó que con esta propuesta, la firma busca seguir posicionándose como un actor clave en la transición energética latinoamericana. 

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Genneia anunció la entrada en operación comercial del Parque Solar Anchoris, situado en la localidad de Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. Se trata del segundo proyecto solar que entra en funcionamiento en esta provincia. Su producción estará destinada a abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión de 160 millones de dólares, el parque cuenta con una capacidad instalada de 180 MW y está equipado con 360.000 módulos solares bifaciales de última generación, incorporando soluciones tecnológicas que representan un salto de innovación para la región. El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad, ya que se estima una generación anual de 497.000 MWh de energía renovable, equivalente al consumo de 125.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 220.000 toneladas de dióxido de carbono.

Durante la construcción de Anchoris se emplearon más de 350 personas en su pico máximo de actividad, consolidando su rol como motor de desarrollo local, generación de empleo y promoción de capacidades técnicas vinculadas a la innovación en energías renovables.

«Estamos muy orgullosos de poner en operación comercial el Parque Solar Anchoris, un proyecto que refleja nuestro compromiso con la diversificación de la matriz energética, la innovación y el desarrollo sustentable de Mendoza y de todo el país. Este parque estará destinado a abastecer de energía eficiente y competitiva a clientes corporativos de todos los sectores de la economía», afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Junto con sus cuatro parques solares ya operativos en la región –Ullum I, II y III, Sierras de Ullum, Tocota III y Malargüe I– y el nuevo Anchoris, Genneia totaliza ahora 490 MW solares en la zona de Cuyo. Esta capacidad operativa seguirá creciendo hasta alcanzar los casi 800 MW para 2026, gracias al avance de la construcción del proyecto solar San Rafael en Mendoza (180 MW) y del proyecto San Juan Sur en San Juan (130 MW).

En el marco del plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total cercana a los 900 millones de dólares. Entre sus proyectos estratégicos se destacan el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

Estas iniciativas refuerzan el compromiso de la compañía con la generación de nueva energía para el sistema. Y para 2026, Genneia proyecta supera los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables. 

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Amosolar, un reconocido fabricante chino de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de baterías, anuncia la expansión de su presencia internacional, con un enfoque especial en alianzas estratégicas en mercados emergentes como Brasil, América Latina, África y el Sudeste Asiático.

Fundada con la misión de acelerar la transición global hacia las energías limpias, Amosolar ofrece soluciones solares completas, con tecnología avanzada y eficiencia comprobada. La empresa cuenta con una capacidad de producción anual de 3 GW y actualmente exporta a más de 40 países, atendiendo proyectos residenciales, comerciales y de gran escala.

“En Amosolar creemos que la innovación combinada con la confiabilidad construye el futuro de la energía solar. Nuestro objetivo es ofrecer soluciones sostenibles y accesibles para nuestros socios en todo el mundo”, afirma el portavoz de la compañía.

Productos y Diferenciales:

• Paneles solares mono y bifaciales de alta eficiencia
• Sistemas de almacenamiento de energía (baterías de litio)
• Garantía de rendimiento y durabilidad según los estándares internacionales (TÜV, CE, IEC)
• Soporte técnico y atención comercial multilingüe en todo el mundo

Amosolar invierte constantemente en I+D, con equipos técnicos especializados en el desarrollo de soluciones adaptadas a diferentes climas y necesidades energéticas. Uno de los objetivos estratégicos de la empresa es expandirse en el mercado brasileño, estableciendo alianzas con integradores, distribuidores e inversores del sector fotovoltaico.

Acerca de Amosolar
Amosolar es un fabricante profesional de módulos fotovoltaicos y sistemas solares con sede en China. Comprometida con la calidad, la innovación y la sostenibilidad, la empresa es reconocida por su fiabilidad global y un soporte técnico destacado.

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El ministro de Energía y Minas, Joel Santos, destacó el crecimiento sostenido de la inversión extranjera directa (IED) en los sectores energético y minero, los cuales concentraron el 40.2 % del total recibido por República Dominicana durante el primer semestre de 2025, según cifras publicadas por el Banco Central (BCRD).

“El dinamismo en energía, especialmente en renovables y minería, es una muestra clara de que el país se consolida como líder regional en materia de transicióción energética y aprovechamiento responsable de sus recursos naturales”, afirmó.

En efecto, el sector energético recibió el 25.7 % del total de la IED, unos 743 millones de dólares, mientras que la minería concentró el 14.5 %, equivalente a más de 419 millones de dólares. Ambos sectores reflejan un incremento relevante con respecto a años anteriores, en línea con las metas del Gobierno del presidente Luis Abinader.

El ministro explicó que esta tendencia responde a políticas públicas claras, incentivos competitivos y una visión estratégica de sostenibilidad. “Los marcos regulatorios transparentes, procesos de licitación abiertos y el acompañamiento técnico a los inversionistas, han sido claves para atraer capital extranjero”, apuntó.

Santos indicó que, en el caso de las energías renovables, el país ha logrado una transformación estructural en su matriz energética, incorporando tecnologías limpias que reducen emisiones, generan empleos verdes y contribuyen al desarrollo territorial.

“Lo mismo ocurre con la minería, donde se ha priorizado una inversión responsable, moderna y con enfoque ambiental y social”, aseguró.

El titular de Energía y Minas enfatizó que República Dominicana es hoy uno de los destinos más atractivos de América Latina y el Caribe para invertir en estos sectores, como lo reconoció el World Investment Report 2025 de la Unctad.

Joel Santos reiteró que el Ministerio de Energía y Minas seguirá promoviendo un entorno propicio para nuevas inversiones estratégicas, con el compromiso de que la transición energética y la minería sostenible generen bienestar directo a la población dominicana.

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana aprobó oficialmente la Resolución SIE-092-2025-LCE, mediante la cual establece las condiciones regulatorias y técnicas para la nueva licitación pública de hasta 600 MW de nueva generación renovable. El llamado a proyectos está orientado exclusivamente a tecnologías fotovoltaicas y eólicas, y será coordinado por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), en conjunto con el Consejo de la SIE.

“La licitación se regirá por un proceso público y competitivo para la adjudicación de contratos de suministro de electricidad en el Mercado Eléctrico Mayorista”, establece el documento aprobado por el superintendente Andrés E. Astacio Polanco, quien preside el Consejo de la SIE, integrado también por Aura Caraballo Castillo y Sergio Grullón Estrella.

El proceso, previsto para 2025, aún no cuenta con los pliegos definitivos, pero sí se conoce que los proyectos a ser adjudicados deberán tener una potencia instalada mínima de 20 MW y máxima de 300 MW, permitiendo una diversificación de ofertas sin fragmentar la convocatoria. Además, se define un bloque único de hasta 600 MW, con posibilidad de adjudicarlo de forma total o parcial, según las condiciones técnicas y económicas del proceso.

“La Superintendencia establece que la energía generada será adquirida mediante contratos de largo plazo por las empresas distribuidoras, con pago en dólares y respaldada por la tarifa al usuario final, según lo dispuesto por la Ley”, se especifica en la resolución, estableciendo así las condiciones comerciales clave para la inversión.

Uno de los aspectos técnicos más relevantes es la incorporación obligatoria de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB).

“El licitante deberá cumplir con la integración del SAEB y la prestación de servicios auxiliares de frecuencia, incluyendo regulación primaria, secundaria, control de rampas, inercia sintética, arranque en negro y control de tensión”, detalla el texto oficial.

En este sentido, Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), había anticipado durante el FES Iberia 2025 que esta licitación marcaría un nuevo estándar técnico en la región.

“Quienes cuenten con almacenamiento tendrán ventaja competitiva”, afirmó el funcionario en aquel entonces, al tiempo que destacó que solo se permitirá la participación de proyectos con concesión definitiva y condiciones “ready to build”.

La decisión se alinea con el marco legal nacional, incluyendo las Leyes 125-01 y 57-07, el Decreto 523-23, y diversas resoluciones técnicas previamente emitidas por la CNE y la propia SIE. La normativa también remite a regulaciones específicas como la CNE-AD-001-2024, que establece los criterios operativos para proyectos con BESS, y a las normas del Código de Conexión.

El proceso será gestionado por el CUED, que actuará como entidad coordinadora de la licitación, y será el responsable de presentar los proyectos de resolución conjunta ante la SIE, incluyendo el llamado a licitación, la adjudicación de contratos y los términos técnicos.

Este nuevo paso regulatorio permitirá garantizar el cumplimiento de los objetivos del Gobierno en materia de diversificación de la matriz eléctrica, por lo que el diseño normativo busca atraer inversión nacional e internacional, asegurando simultáneamente la seguridad operativa del sistema y la calidad del servicio eléctrico.

El sector privado y los potenciales oferentes coinciden en que esta licitación representa una oportunidad relevante para posicionar a República Dominicana como un hub renovable en el Caribe, con tecnologías avanzadas, reglas claras y respaldo institucional, ya que se interpreta esta aprobación como una señal concreta hacia la transición energética y el cierre de brechas de inversión.

“El sector renovable dominicano está en compás de espera; la industria necesita claridad sobre cómo se estructurará la licitación, especialmente en lo relacionado al almacenamiento”, anticipaba el consultor senior Rafael Velazco Espaillat, en diálogo con Energía Estratégica días atrás (ver nota).

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El sector renovable de Latinoamérica tendrá una nueva cita con la innovación tecnológica. El jueves 28 de agosto, Jinko Solar presentará su nueva solución fotovoltaica denominada Tiger Neo 3.0 durante un webinar exclusivo y gratuito.

La jornada organizada junto a Energía Estratégica, se titula «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» y comenzará a las 10 hs México / 11 hs Colombia – Panamá / 13 hs Argentina y contará con la participación de dos referentes de la compañía.

Jeniffer Escobar, technical service manager LATAM, y Miguel Covarrubias, sales director LATAM, expondrán las ventajas competitivas del producto Tiger Neo 3.0, que representa una mejora integral con parámetros de rendimiento optimizados, estableciendo nuevos estándares en la industria.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

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Dicha innovación está basada en la tercera generación de arquitectura de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia que oscila entre 26,7% y 27%; ideal para aplicaciones tanto residenciales, como comerciales-industriales y utility

Además, Jinko Solar apostó por un impulso de potencia de hasta 670 W, con una eficiencia de módulo mejorada de entre 24,3% y 24,8%, y un alto factor bifacial de 85%, lo que lo hace óptimo para superficies de alto albedo como desiertos y tejados.

¿Qué otras mejoras posee? Desde la compañía informaron que este nuevo módulo cuenta con baja degradación lineal de 0,35% anual y, por consiguiente, supera las normas del sector, sumado a que la solución tiene un mejor rendimiento en condiciones de poca luz en comparación con los productos anteriores, generando de 2,26% a 2,49% más por la mañana y al atardecer.

📌 La participación es gratuita, con inscripción previa en el siguiente enlace:

👉 https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

Y cabe recordar que Jinko Solar recientemente obtuvo el premio al «Mejor Logro General» del Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC) por sexto año consecutivo, bajo estándares que evalúan los módulos durante un período de 12 meses utilizando protocolos de prueba avanzados que superan la certificación.

Por lo que la compañía sigue consolidándose como uno de los líderes de la industria solar y, en esta oportunidad, seleccionó un espacio virtual junto a Energía Estratégica para demostrar la durabilidad y confiabilidad de sus soluciones, a la par de generar nuevas sinergias con diferentes players del sector.

Esto significa que el webinar abierto y gratuito «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0» del jueves 28 de agosto tendrá el objetivo de  reforzar la estrategia de la firma en la región a partir de esta novedad con un diseño que apunta a la sostenibilidad, a reducir costos y prolongar la vida útil. 

Y con más de 120 GW de paneles solares Tiger Neo suministrados a nivel mundial, Jinko ha demostrado maximizar la producción de energía y el ahorro energético para los clientes. Gracias a la tecnología TOPCon, la compañía elevará el listón con productos de mayor potencia y eficiencia. 

¡No se pierda la oportunidad de participar e inscríbase gratuitamente en el siguiente link: https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScRVTaEL-yO1x1d-neQyHI-8HdA66A8vsqw2DC2yBTmWiDn-w/viewform

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El sector solar en Perú vive un punto de inflexión. Las empresas agroexportadoras, mineras e industriales están avanzando con fuerza en la instalación de plantas solares propias, impulsadas por el impacto de las sequías sobre la generación hidroeléctrica y el consecuente aumento en las tarifas eléctricas.

Nataly Llontop, country manager Perú de Ralux Solar, confirmó que este movimiento responde a una necesidad estructural del mercado: “Hoy por hoy los clientes ya no usan energía solar no solamente por un tema de visibilidad o marketing, sino por una estrategia de ahorro”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Este fenómeno se potencia entre los denominados clientes libres, es decir, aquellos que registran una demanda mayor a 200 kW por punto de suministro. Según la regulación peruana, los usuarios con demandas superiores a 2,5 MW están obligados a participar en el mercado libre, mientras que aquellos con demandas entre 200 kW y 2,5 MW pueden optar por migrar desde el régimen regulado al libre si así lo desean. 

Esta condición les permite negociar directamente sus contratos de energía, accediendo a tarifas más competitivas. Con los incrementos recientes en sus facturas, muchas empresas han optado por instalar sistemas fotovoltaicos propios o recurrir a contratos de compraventa de energía (PPA). “Entre ellas, por ejemplo, las agroindustrias, las mineras y todas las empresas que tengan cargos altos por potencia”, detalló Llontop. 

El crecimiento del mercado solar en Perú no es nuevo, pero en los últimos años ha cobrado una velocidad inesperada. Desde las primeras subastas impulsadas en 2011 – 2016   por el Gobierno de Ollanta Humala , el desarrollo fue intermitente hasta que la crisis hídrica así como el  post-COVID que generó caída de precios internacionales de paneles por sobrestock en China reconfiguraron el escenario. “Un EPC hace cinco años costaba el doble de lo que cuesta ahora”, señaló la ejecutiva de Ralux.

Ese entorno llevó a que empresas con músculo financiero robusto optaron por desarrollar sus propios EPCs con retornos estimados de inversión entre cuatro y cinco años, mientras que otras que buscan menor exposición de capital avanzan mediante PPAs. “Hay un crecimiento paralelo de ambos modelos”, aseguró la referente de Ralux Solar.

En este contexto, la compañía decidió instalarse directamente en el país, con almacenes propios y soluciones innovadoras. “Lo que teníamos planeado tener para este año ya lo hemos logrado. Pensábamos que íbamos a tener oportunidades de 500 kW a 1 MW, y de pronto tenemos un pipeline  de  proyectos en promedio de 300 kW a 30 MW”, reveló la directiva.

Esto ha llevado a un ajuste de estrategia interna: “Estamos trabajando en una nueva estrategia y contratando nuevo personal para poder abastecernos no solo en equipamiento sino también en la parte humana del equipo”, detalló. Aunque todavía no tienen un número cerrado, la proyección es ambiciosa, con un crecimiento mayor al 50%”.

Otro factor clave es la creciente presencia de empresas internacionales interesadas en grandes proyectos solares. Según Llontop, observa una fuerte inversión de empresas extranjeras que están haciendo parte de proyectos PPA con el fuerte brazo financiero que tienen, ya que solo en 2025, se estima un crecimiento del 30% en utility scale.

La falta de regulación específica para clientes libres no ha sido un freno. Al contrario, en algunos casos genera más libertad operativa. “Como no tenemos una regulación específica, es donde los clientes pueden hacerlo sin tanto contrato específico. Ellos mismos tienen carta libre de poner sus propias plantas solares”, explicó Llontop.

Sin embargo, el próximo gran salto del mercado llegará con el desarrollo del almacenamiento energético. El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha señalado en sus planes de expansión que se está evaluando la incorporación progresiva de sistemas de regulación secundaria de frecuencia y otras tecnologías que contribuyan a la estabilidad del sistema eléctrico.

«Veo un buen mercado para nosotros. En Perú hay sistemas conectados a red, pero todavía estamos en desarrollo de plantas solares con almacenamiento”, observó.

Este paso será clave para los clientes libres que enfrentan altos cargos por potencia, que pueden representar entre 30 y 45% del total de la factura eléctrica. “La única forma de poder suplir eso es mediante un sistema de almacenamiento”, indicó la ejecutiva, y proyectó un desarrollo creciente de plantas híbridas.

A eso se suma un nuevo vector competitivo: la logística regional. Con la reciente inauguración del puerto de Chancay, ubicado dos horas al norte de Lima, el país gana protagonismo como punto de entrada y distribución de componentes solares. “Perú se ha vuelto un hub logístico donde hay mayor facilidad de ingreso de fabricantes extranjeros y pueden utilizarlo como un núcleo para la región andina”, subrayó Llontop.

Desde Ralux Solar observan un mercado lleno de oportunidades y transformación acelerada. “Perú está justo en una etapa muy atractiva en solar. Los que estamos involucrados en este rubro estamos muy entusiasmados con todo lo que viene”, concluyó la ejecutiva.

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Uruguay se prepara para una nueva etapa en su política energética. La Dirección Nacional de Energía ya trabaja en un documento base que sentará las condiciones para una discusión multipartidaria durante 2026, con el objetivo de actualizar el acuerdo de política energética y extender su alcance hacia 2050.

“Desde el gobierno se estableció el 30 de agosto de 2025 como fecha para tener un documento mártir en el que trabajar y la intención es llevar adelante una discusión con todos los actores durante los siguientes meses del 2025; y lo que surja de esos talleres pueda derivar en una discusión multipartidaria en 2026”, afirmó Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

“La ventaja de tener una política energética vigente es que los grupos de interés la entienden y la aceptan, en mayor o menor medida. Es decir que la discusión no será de cero y los beneficios del país están a la vista, sumado a que existen grupos de actores predispuestos a continuar el proceso”, agregó durante el XI Congreso LATAM Renovables, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

Es decir que el objetivo de esta nueva etapa de articulación es comenzar con mesas de trabajo con diversos players del sector, a fin de lograr al menos un borrador en el transcurso del próximo año y, eventualmente, concretar un documento definitivo que guíe la política energética de largo plazo. 

El nuevo proceso se apoya en un precedente robusto: el Acuerdo Multipartidario de Energía 2030, aprobado en 2010 bajo la presidencia de José Mujica. Ese hito definió la primera gran transformación energética del país, apalancando más de USD 8.000 millones en inversiones público-privadas, con el Estado como coordinador y administrador de las subastas.

Spinelli subrayó que aquellos puntos que resultaron bien serán continuados, por lo que la expansión de energías renovables, la descarbonización de la matriz y el cumplimiento de los objetivos de desarrollo sostenible seguirán siendo ejes centrales de la estrategia a 2050.

El diseño de esta nueva política tendrá como pilares tanto las fuentes limpias como la eficiencia energética, reconocidas “las bases sobre las cuales trabajar” de cara a la hoja de ruta para las próximas décadas.

Integración regional como prioridad estratégica

En paralelo, la directora nacional de Energía reforzó el compromiso con la integración energética regional. El nuevo acuerdo también buscará potenciar el intercambio eléctrico con países vecinos, a través de mecanismos de cooperación y proyectos piloto que permitan probar soluciones innovadoras.

“Hay algunos proyectos pensados para probar cosas diferentes, aunque no es fácil porque el trabajo entre países tiene sus particularidades”, reconoció Spinelli. Sin embargo, reafirmó que Uruguay apunta a que se logren nuevos avances, con miras a una región más conectada y resiliente.

El enfoque regional permitirá optimizar los recursos complementarios de los países del Cono Sur, mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos y generar nuevas oportunidades comerciales. En ese sentido, el acuerdo energético al 2050 también será una herramienta para posicionar a Uruguay como referente en cooperación energética.

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Si bien los aranceles recíprocos del 30% que Estados Unidos planeaba aplicar a México debían entrar en vigor el 1 de agosto, la medida ha sido pospuesta por 90 días tras una reunión de último momento entre el presidente estadounidense Donald Trump y la presidenta de México, Claudia Sheinbaum.

La política aduanera, que contemplaba un arancel del 30% a productos mexicanos y aumentos adicionales del 50% en insumos clave como cobre, silicio, acero y aluminio, había generado fuerte preocupación en la industria fotovoltaica, la cual ya enfrenta desafíos estructurales y una creciente pérdida de competitividad frente a fabricantes asiáticos. “Las tarifas globales de Estados Unidos a México afectarán mucho a la fabricación de paneles solares aquí”, manifestó Elié Villeda, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, Villeda señaló que empresas como Maxeon ya han cerrado plantas en México y trasladado su producción a Estados Unidos. “Antes fabricaban 1.2 GW en Mexicali y terminaron mudando su operación”, apuntó Villeda. 

Actualmente la industria mexicana de fotovoltaica solo realiza el ensamblaje de celdas y tiene una capacidad de 600 MW, orientada principalmente a exportaciones residenciales.   “En México se puede conseguir un panel por entre 10 y 15 centavos de dólar el vatio, pero sin protección arancelaria, la industria nacional no puede competir con el dumping chino”.

A pesar de que en teoría existen aranceles a productos chinos, en la práctica, afirmó el experto, “los esquivan y no se pagan los aranceles que debería pagarse”. Esto permite la entrada de módulos provenientes del sudeste asiático e India a precios muy bajos, dejando a la industria local en situación de ensamblaje superficial. 

La guerra comercial entre China y Estados Unidos complica a la industria mexicana. La administración Trump, y con ella los organismos regulatorios, ha intensificado las investigaciones AD/CVD (Anti-Dumping and Countervailing Duties), con aranceles que han llegado al 40% y aumentan cada año.

“Estados Unidos golpea a China, pero luego detecta circumvention desde países como México”, explicó Villeda. Esta práctica implica que productos fabricados en China se ensamblan en terceros países para evadir aranceles.

Por otro lado, Estados Unidos refuerza otras exigencias, como la trazabilidad de origen y la verificación del trabajo forzado. Villeda mencionó que Maxeon perdió más de un gigavatio en frontera por no poder probar que sus paneles no involucraban trabajo forzado. “La regulación se va a hacer aún más fuerte para tapar el dumping chino”, enfatizó.

En este marco, el tratado de libre comercio entre Estados Unidos, México y Canadá (T-MEC) no está ofreciendo la protección esperada. Villeda señaló que el T-MEC terminó favoreciendo más a las empresas chinas que a las norteamericanas. “Las compañías chinas se metieron en la cadena de suministro de México y usan el país como puente para entrar a Estados Unidos”, indicó. 

La situación global se suma a la desconfianza jurídica y parálisis en la inversión nacional. “Muchos proyectos no se concretan. A veces dan permisos, pero no se llega a construir. Hay demasiada reglamentación faltante”, enfatizó el especialista, a la par que advirtió ni siquiera los permisos otorgados recientemente a proyectos como el de ELECNOR garantizan viabilidad real, debido a la falta de normativas secundarias claras, el código de red y la regulación del Aviso de Impacto Social (AVIS).

Mientras tanto, el crecimiento de la generación distribuida sigue siendo el único segmento que muestra dinamismo. “La fotovoltaica en México va a seguir creciendo, pero sostenida por la generación distribuida”, afirmó.

Según Villeda, podrían verse incrementos de instalaciones entre 7 kW y 20 MW, siempre que la reglamentación lo permita, aunque la falta de certidumbre jurídica sigue siendo un freno incluso para este sector.

Otro problema estructural es la ausencia de contratos a largo plazo, dado que «no se están firmando PPAs privados en México» pero sí pequeños acuerdos de generación distribuida, pero los grandes compradores industriales no están firmando contratos por la incertidumbre que existe”, advirtió.

Frente a este escenario, Villeda es categórico: “Hoy el panorama eléctrico en México no es prometedor. Hay incertidumbre, reglas que cambian, y si no podés vender la energía, ningún inversionista va a firmar un PPA”. Incluso la opción de trabajar con CFE genera dudas. “Hay un riesgo latente incluso con participación estatal”, enfatizó.

La industria observa con preocupación los movimientos de grandes actores como Iberdrola, que estaría evaluando nuevas salidas del mercado tras la venta de plantas a CFE. “Fue el participante más grande del país, y si se va, es porque el mercado ya pasó de amarillo a rojo”, concluyó Villeda.

Con este contexto, México enfrenta una encrucijada estratégica: o fortalece su marco jurídico y protege su cadena de valor, o verá desvanecerse las oportunidades para consolidar una industria fotovoltaica propia.

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América Latina y el Caribe consolidan un mapa diverso en el desarrollo del hidrógeno limpio, donde conviven economías con marcos regulatorios avanzados, proyectos en etapa de operación y políticas de fomento a la demanda, junto a otras que recién comienzan a explorar su potencial en esta industria.

Así lo revela el Índice H2LAC 2025, elaborado por Hinicio y New Energy, que clasifica a 17 países según el grado de madurez de sus ecosistemas de hidrógeno.

En primer lugar, Brasil encabeza el ranking con 75,5 puntos y se posiciona como nuevo líder regional, superando a Chile. Este ascenso se explica por una combinación de avances regulatorios, instrumentos financieros específicos, objetivos de consumo vinculados a combustibles sostenibles y una activa cartera de proyectos.

“Brasil ha sobrepasado a Chile como líder regional, impulsado por objetivos de demanda sólidos, progreso regulatorio a nivel nacional y estatal, pasos hacia un esquema de certificación y desarrollo activo de proyectos”, destaca el informe.

En segundo término, Chile, con 73,25 puntos, mantiene un lugar privilegiado, pero comienza a mostrar señales de desaceleración. Si bien publicó el H2 Action Plan 2023-2030 y reglamentó aspectos clave como la seguridad en plantas de hidrógeno, el ritmo de nuevas iniciativas se ha ralentizado.

En palabras del reporte: “Los anuncios de nuevos proyectos están disminuyendo. Varios fueron cancelados o puestos en pausa durante el último año”.

A continuación, Colombia, con 73 puntos, se posiciona como otro actor clave gracias a avances normativos —como la definición legal de hidrógeno de bajas emisiones— y a logros concretos en el plano operativo. Un ejemplo es el proyecto de ECOPETROL, que alcanzó Final Investment Decision (FID) para una refinería de 6 MW en Cartagena. Además, el país juega un rol destacado en cooperación técnica, colaborando con Honduras y El Salvador en la construcción de sus hojas de ruta nacionales.

Por otro lado, a medida que se baja en el ranking, emergen casos como el de Uruguay (57,5 puntos), que avanza con la ronda H2U para habilitar producción offshore y logró la concreción del proyecto de camiones a hidrógeno “Kahiros” en 2024.

En paralelo, Paraguay se posiciona como una promesa concreta, con el proyecto Villeta de ATOME —que prevé alcanzar FID en la segunda mitad de 2025— tras cerrar contratos EPC, financiamiento clave y acuerdos de comercialización. “Yara firmó HoT y comprará fertilizantes renovables producidos por ATOME en Paraguay”, destaca el informe como ejemplo de comercio intra-regional.

Además, Costa Rica y Trinidad y Tobago también registran progresos relevantes, al asegurar fondos internacionales significativos. En el caso costarricense, se recibieron €25 millones provenientes de mecanismos climáticos, dirigidos al desarrollo de proyectos de hidrógeno verde.

En contrapartida, economías como Ecuador, Bolivia, Barbados y El Salvador figuran como exploradores iniciales, con puntuaciones inferiores a los 20 puntos. En estos países, el ecosistema aún se encuentra en etapas preliminares de análisis, sin proyectos concretos ni legislación definida.

Ahora bien, más allá del posicionamiento relativo de cada país, el informe también revela tensiones estructurales comunes en la región. Uno de los principales cuellos de botella es la baja competitividad del hidrógeno verde frente al gris, sumado a la falta de compradores.

“Entiendo que los dos principales cuellos de botella para el desarrollo son la baja competitividad del hidrógeno verde frente al hidrógeno gris y la falta de ‘offtakers’”, sostuvo Luana Gaspar, gerente de Descarbonización en PSR – Energy Consulting and Analytics.

Asimismo, advierte que ambas limitaciones están interconectadas: “Sin competitividad, el mercado enfrenta dificultades para desarrollarse, pero sin mercado, es difícil reducir costos por falta de economías de escala e infraestructura”.

En ese sentido, Gaspar resaltó que el costo de producción del hidrógeno verde sigue siendo elevado, llegando hasta 6 veces más que el H2 gris, dependiendo del país. A lo que se debe añadir que las reducciones esperadas en tecnología, escala y electricidad han sido más lentas de lo previsto, dificultando aún más alcanzar el punto de equilibrio económico.

Complementariamente, Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de H2 Perú, coincidió con este argumento: “En la región y en todo el mundo, la causa es que el famosísimo ‘willingness to pay’ no existe”.

Y detalló que llevar un proyecto a FID requiere certeza sobre la venta de las moléculas, pero que hoy pocos actores están dispuestos a pagar de 3x a 10x el precio de un energético renovable respecto al convencional. Según Gutiérrez, destrabar este estancamiento implica introducir regulación sobre emisiones, aunque reconoce que esto puede generar una pérdida de competitividad internacional.

Ante este panorama, los expertos coinciden en la necesidad de soluciones estructurales. Gaspar propone como estrategia central el desarrollo de electrolizadores más baratos y eficientes, lo que permitiría reducir tanto el CAPEX como el consumo energético. También destaca la importancia de operar con energía de red 24/7 para disminuir el costo unitario del hidrógeno y adecuar la producción a las necesidades de la industria.

Además, sugiere aprovechar políticas como la segunda subasta de H2Global y diseñar regulaciones que prioricen tecnologías con alto impacto y bajo costo relativo para cada país.

A la par, el informe H2LAC advierte que la cooperación regional aún es insuficiente, especialmente en temas como certificación. “Debe fortalecerse para garantizar eficiencia y alineamiento”, subrayan sus autores. La falta de estándares compartidos ralentiza la integración regional y limita las oportunidades de exportación conjunta.

En conclusión, América Latina mantiene condiciones para posicionarse en el mercado global del hidrógeno, pero necesita transformar su potencial en resultados concretos. Resolver las barreras regulatorias, reducir costos tecnológicos, dinamizar la demanda local y generar marcos financieros adecuados serán claves para garantizar una transición energética efectiva, sostenible y económicamente viable.

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Chile ha avanzado en normativas claves para el desarrollo del almacenamiento energético, como la Ley N.º 21.505 -que reconoce esta tecnología como actividad independiente- y el DS N.º 70, que regula su conexión y operación, según resaltó el director Ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, en el marco de un evento.

“Sin embargo, más del 95% de la capacidad instalada en baterías sigue concentrada en el segmento de transmisión. En redes de distribución, el despliegue enfrenta barreras normativas. Según una encuesta gremial, el 80% de las pequeñas y medianas generadoras considera el almacenamiento clave para su sostenibilidad, y más del 60% evalúa activamente proyectos híbridos o stand-alone”, explicó.

Refirió que una de las principales oportunidades que no ha sido considerada aún por el ministerio, es promover la inversión en hibridación de PMGD mediante modificaciones al DS 88 que permitan incorporar el almacenamiento sin perder su régimen económico. “Esta medida habilitaría el despliegue de baterías en cerca de 480 plantas ya existentes en distribución, permitiendo evitar vertimientos, desplazar energía a horas más valorizadas y entregar servicios de respaldo en redes locales”.

El representante gremial detalló “esto cobra especial relevancia considerando que el nuevo DS 125 -también en desarrollo- plantea incluir a los PMGD en los vertimientos sistémicos”, lo que podría significar, según un estudio de Systep encargado por GPM, reducciones superiores al 20% de su generación en algunos casos.

Desde GPM se llamó a las autoridades a avanzar en un marco normativo habilitante que permita escalar el almacenamiento distribuido con diversidad tecnológica, territorial y empresarial.

Entretanto, el director de Estudios de GPM, Claudio Negrete, también participó en la actividad, moderando el panel “Almacenamiento en baterías: clave para minimizar los vertimientos fotovoltaicos” junto a Carlos Cabrera (Sphera Energy), Darío Morales (ACESOL), Nicolás Carrasco (BASF Chile), y Rafael Velazco (ACLARA).

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Future Energy Summit (FES) continuará su gira 2025 con un nuevo webinar sobre el mercado renovable de Brasil, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

“Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” se realizará el próximo miércoles 6 de agosto y estará centrado en el mercado energético más grande de la región y uno de los más relevantes a nivel mundial, el cual está próximo a la apertura de nuevas oportunidades de negocio para renovables y los sistemas de almacenamiento. 

El encuentro contará la participación de Sungrow, JA Solar, la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), 360Energy, Risen, DIPREM, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), Gotion y la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE). 

Incripción gratuita

Las empresas y entidades líderes de la industria renovable y de storage se repartirán a lo largo de dos paneles de debate, con gran abanico de temas en agenda, como por ejemplo desafíos y oportunidades para la transición energética, nuevas sinergias y negocios en el sector. 

El primer panel, titulado “Transformación tecnológica y nuevas oportunidades del sector renovable”, comenzará a las 10 hs Brasilia (8 hs Bogotá | 15 hs Madrid) con las exposiciones de Mauro Basquera, Sr technical manager (PV & ESS LatAm) de Sungrow, Gabriel Magdalon, vicepresidente LATAM de JA Solar, Elbia Gannoum, CEO de ABEEólica y Pedro Mecabô Junior project manager de 360Energy; mientras que el moderador será Márcio Trannin, vicepresidente del consejo de Administración de ABSOLAR.

Dichos panelistas analizarán las claves para la continuidad de contratos solares y eólicos (incluyendo la concesión de proyectos de generación eólica offshore) a gran escala y bajo sistemas de generación distribuida, como también el papel que tendrá Brasil como anfitriona de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2025 (COP30) que se hará en noviembre.

Incripción gratuita

Mientras que el segundo panel de debate podrá la mirada en las “Tendencias y proyecciones para la energía solar y el almacenamiento en Brasil” bajo la perspectiva de Vanderleia Ferraz, Latin American Product Manager de Risen, Anatalio Cerqueira, gerente de Operaciones de DIPREM, Marcelo Sousa, director de Desenvolvimiento LATAM de Gotion, y la moderación de Fábio Lima, director ejecutivo de ABSAE.

Los especialistas pondrán foco en los segmentos de mercado con mejores perspectivas de crecimiento en los próximos años, precios venideros para las soluciones y proyectos, y proyecciones para las próximas subastas de nueva energía y la esperada reserva de capacidad con baterías, denominada “LRCAP Almacenamiento”, 

Quedan pocos días para “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025”, un nuevo encuentro FES que, como tiene acostumbrado al sector, transmitirá en vivo en su canal oficial de YouTube. ¡No se pierda la oportunidad! ¡Nos vemos en FES Brasil 2025! 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile inició una licitación excepcional de corto plazo con el objetivo de asegurar la cobertura contractual total del suministro eléctrico para los clientes regulados durante el año 2026.

El proceso contempla la contratación de aproximadamente 1.200 GWh para el año 2026, y sus condiciones específicas serán definidas en las Bases de Licitación que se publicarán próximamente. Y la medida responde al término anticipado de algunos contratos adjudicados en procesos anteriores, en particular, en la Licitación 2021/01, debido a diversos incumplimientos contractuales y/o fuerza mayor entre otros motivos, lo que derivó en la finalización anticipada entre 2023 y 2024.

A continuación, se detallan los contratos en cuestión:

• Huemul Energía SpA por 374 GWh/año, respaldado por el proyecto Ckani
• María Elena Solar S.A., por 280 GWh/año
• Parque Eólico San Andrés SpA, por 273 GWh/año
• Copihue Energía SpA, por 286 GWh/año
• Cox Energía SpA, por 140 GWh/año
• Energía Renovable Verano Tres SpA, por 540 GWh/año
• Contratos suscritos por Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA., Racó Energía SpA., Sonnedix PPA Holding SpA. y OPDE Chile SpA., por un total de 2.037 GWh/año

Este proceso se complementará con otras licitaciones de corto y largo plazo, con el objetivo de continuar asegurando el acceso a energía confiable y precios competitivos para los hogares del país.

Y según el Informe Preliminar de Licitaciones, aprobado por la CNE en julio de este año, existe un margen importante de energía disponible no contratada en el mercado y, por ende, no existiría riesgo alguno de abastecimiento eléctrico para los clientes regulados. La legislación vigente contempla mecanismos específicos que garantizan que, bajo ninguna circunstancia, los clientes regulados se vean afectados en su abastecimiento eléctrico.

«Asimismo, el precio de la energía que pagarán los clientes no sufrirá aumentos respecto de los niveles actuales. El mecanismo de ajuste de precios considerado en esta licitación excepcional está diseñado para proteger tanto a los suministradores como a los consumidores, limitando el traspaso de precios extremos ante eventuales variaciones del costo marginal del sistema. De hecho, dependiendo de las condiciones del mercado, podría incluso permitir que los clientes accedan a precios más convenientes», aseguraron desde la CNE.

«Se trata de una medida que fortalece la seguridad del sistema y que permite anticiparse a escenarios de menor disponibilidad contractual. Además, la legislación vigente contempla mecanismos que aseguran, en todo momento, la continuidad del suministro para los clientes regulados”, señaló Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile.

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En un movimiento clave para el rumbo energético del país, el presidente José Raúl Mulino oficializó la designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario nacional de Energía de Panamá, en reemplazo de Juan Manuel Urriola, quien presentó su renuncia este 30 de julio tras poco más de un año en funciones.

Rodríguez llega al cargo con una sólida trayectoria técnica en el sector energético. Hasta el momento de su nombramiento, se desempeñaba como director nacional de Electricidad en la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), desde donde lideró procesos vinculados al sistema eléctrico panameño, incluyendo regulación, planificación y modernización de infraestructura.

La salida de Urriola marca un giro en el equipo energético del Gobierno, a poco de iniciado el mandato de Mulino. El ahora exsecretario había sido designado en mayo de 2024, durante la administración de Laurentino Cortizo, y su continuidad en el nuevo gobierno generaba expectativas de estabilidad. Sin embargo, su renuncia abre una nueva etapa para la Secretaría.

Durante su gestión, Urriola impulsó una agenda basada en la descarbonización del sector energético, con foco en la incorporación de energías renovables y la mejora del marco institucional para la transición. Aunque desde el Ejecutivo no se han brindado detalles sobre los motivos de su salida, su reemplazo ocurre en un momento donde el sector enfrenta definiciones estratégicas clave.

Uno de los temas más urgentes que deberá gestionar Rodríguez es la licitación energética actualmente en curso. Se trata de un proceso convocado por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), a través del cual se espera contratar más de 400 MW de potencia firme y energía asociada a largo plazo, con entregas previstas a partir de 2027.

Con la designación de Rodríguez, el Ejecutivo apuesta por un perfil técnico con conocimiento profundo del marco regulatorio. En su paso por la ASEP, el nuevo secretario se destacó por su gestión de procesos técnicos y normativos, lo que podría aportar agilidad en la articulación entre regulación, planificación e implementación de proyectos.

Entre los desafíos que asumirá Rodríguez se encuentran:

• Concretar los compromisos internacionales de Panamá en materia climática.

• Acelerar el despliegue de energías renovables y almacenamiento.

• Impulsar la electromovilidad y digitalización del sistema eléctrico.

• Fortalecer el marco tarifario y la equidad en el acceso a la energía.

• Ejecutar de forma transparente y eficiente la licitación de más de 400 MW en curso.

El sector espera además que Rodríguez dé continuidad —o redefina— el Plan Energético Nacional, especialmente en aspectos relacionados con la diversificación de la matriz, la inversión privada en energías limpias, y el avance hacia una infraestructura resiliente y sostenible.

El contexto regional también impone presión. Países vecinos como Costa Rica, Colombia y República Dominicana están fortaleciendo sus políticas de transición energética. Panamá, como hub logístico y financiero, deberá posicionarse con propuestas concretas para no quedar rezagado.

Si bien aún no se han emitido declaraciones oficiales por parte del nuevo secretario, fuentes del sector ven con buenos ojos su perfil técnico y esperan señales claras sobre la continuidad de las líneas de acción prioritarias, así como una apertura al diálogo con actores públicos y privados.

La Secretaría Nacional de Energía es una de las carteras clave para el cumplimiento de los compromisos ambientales del país, y su liderazgo resulta determinante para garantizar una transición energética ordenada, sostenible y alineada con las metas globales de reducción de emisiones.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) cerró su XI Congreso LATAM Renovables, que se desarrolló el 29 y 30 de julio en la ciudad de Montevideo, y en esta ocasión llevó el slogan “«EnergIA Inteligente».

El encuentro, que contó con la participación de las principales autoridades del sector público y privado, es considerado un espacio clave para debatir diversas estrategias para ampliar la capacidad de energías renovables, incorporar almacenamiento y acelerar la movilidad eléctrica.

“La edición fue un éxito rotundo, tuvimos entradas agotadas, expositores con ponencias de primer nivel y muchas novedades, con lo cual nos impone el desafío de estar a la altura para el XII Congreso LATAM Renovables del próximo año”, sostuvo Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica.

Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“Para destacar, el vínculo de la inteligencia artificial con la energía está empezando. Damos una mirada de dos ejes, por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro los desafíos que implica, como el consumo que su uso conlleva para el sector energético”, analizó Oroño.

Entre los funcionarios que formaron parte de las jornadas se puede destacar a la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el Ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, y Arianna Spinelli, directora nacional de Energía.

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

Almacenamiento: la nueva “estrella” de las energías renovables

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluyó un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. 

En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

“La gran novedad este año fue haber tenido un panel de storage. Es algo que está emergiendo, seguramente no sea todavía el momento para Uruguay por cómo es la matriz energética, pero creo que es una decisión responsable el que transitemos el camino desde ahora. Sí hay otros mercados latinoamericanos como vimos en este Congreso que están teniendo una explosión con el storage, tal es el caso chileno” explicó el titular de AUDER acerca de esta inclusión.

Respecto de posibles acuerdos entre el sector privado y público, Oroño señaló que “AUDER es un poco más que una cámara del sector privado; de hecho tenemos socios que son la academia, ANCAP -que es una empresa del Estado- entonces hay un paraguas amplio y además somos una organización no gubernamental, con lo cual no tenemos ninguna afiliación política”. 

En ese sentido, “nuestra propuesta ha sido incluso tomar un rol coordinador de ese espacio, y es lo que nos gustaría. Como sea, acompañaremos de donde se nos convoque”. 

Movilidad eléctrica y un espacio propio bien ganado

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

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

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

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

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizó una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología.

Por supuesto, otro de los ejes centrales del Congreso fue el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. Junto a esta temática, se analizaron avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

Para finalizar, pensando ya en el Latam Renovables 2026, el presidente de la entidad anticipó que ya tiene anotado una serie de «lecciones aprendidas e ideas para el próximo año», por lo que desde hoy mismo comienzan a buscar la manera de profundizar temas vinculados a la inteligencia artificial y la continuidad de ERNC, sistemas BESS y movilidad eléctrica, entre otros puntos. 

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El reglamento de la Ley N.º 31992 de Fomento de Hidrógeno verde de Perú continúa en revisión por parte del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), pese a que el plazo legal para su aprobación venció en septiembre de 2024. Una propuesta de este documento fue elaborada por la Pontifica Universidad Católica de Chile y presentada en enero de este año por la H2 Perú, Asociación Peruana de Hidrógeno, y La Embaja de UK en Lima, pero su estancamiento regulatorio podría empieza a generar un impacto directo en la competitividad internacional del país.

“Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, manifestó el presidente de H2 Perú, Daniel Camac, quien remarcó que actualmente el texto se encuentra bajo análisis en la Dirección General de Eficiencia Energética.

En un contexto regional dinámico, donde Chile ya opera plantas piloto de electrólisis, mientras que Brasil y Uruguay avanzan con estrategias y licitaciones.La ausencia de un marco regulatorio definido retrasa decisiones de inversión. “Potencialmente, cada mes de retraso desplaza a Perú en el radar de estos inversionistas, incrementando el riesgo de que capital y tecnología se dirijan a esos mercados vecinos”, advirtió el titular de H2 Perú en diálogo con Energía Estratégica.

Los consorcios internacionales evalúan propuestas en función de señales regulatorias claras y de incentivos económicos concretos. En ese sentido, Camac explicó que el reglamento debe articular cuatro piezas esenciales para generar certeza jurídica, primero un sistema de certificación y trazabilidad que garantice el origen renovable del gas.

“El propio artículo 5 de la Ley encarga al Ministerio la definición de los requisitos y el mecanismo de verificación, de modo que cada molécula peruana pueda competir en los mercados que ya exigen garantías de origen”, explicó.

En segundo lugar, el esquema debe integrar permisos claros, plazos definidos y una ventanilla única con funcionamiento ágil para los proyectos piloto, para reducir la incertidumbre temporal, la superposición de trámites sectoriales y enviar señales claras de que el gobierno acompaña la curva de aprendizaje de la industria.

El tercer punto es la estabilidad regulatoria. “el reglamento confirma que las inversiones en hidrógeno podrán acogerse a los convenios de estabilidad jurídica vigentes para la inversión extranjera”, y ello refuerza con el hecho de que Perú acaba de escalar cinco posiciones hasta el puesto 60 de 113 economías en el Índice Mundial de Estado de Derecho 2024, según destacó la Cámara de Comercio de Lima. 

Finalmente, Camac apuntó que los inversionistas esperan “señales económicas tangibles: acceso preferente a líneas de crédito verdes, instrumentos que reducen el costo de capital y anclen la demanda inicial, entre otras”.

El escenario se vuelve aún más exigente si se considera la meta planteada por H2 Perú en 2021: activar hasta 8 Mt/año de hidrógeno limpio para 2030. Aunque hoy la cifra se ha moderado, el horizonte sigue vigente como una guía estratégica. “Con un reglamento vigente en 2025 y mecanismos de fomento como PPA y subastas de OPEX y CAPEX, Perú podría acercarse a 1 o 2 Mt/año hacia el cierre de la década”, aseguró Camac.

En paralelo, actores internacionales ya han mostrado interés por el potencial peruano. “Alemania necesita importar volúmenes crecientes de hidrógeno y derivados y ha identificado a Perú como proveedor potencial”, indicó. Según el presidente de H2 Perú, el país debe responder con “coherencia regulatoria, pilotos en puertos y zonas mineras de la costa sur, y memorandos de entendimiento que aseguren demanda de largo plazo y transferencia tecnológica”.

Otro eje de acción clave son las alianzas público-privadas, que se perfilan como instrumentos eficaces para acelerar el despliegue de la infraestructura. “Estas APP combinan la infraestructura y garantías del Estado con la capacidad innovadora y la agilidad financiera del sector privado”, explicó Camac.

El presidente de H2 Perú destaca casos emblemáticos que pueden inspirar al país. En Suecia, la iniciativa HYBRIT,  ha demostrado la viabilidad del almacenamiento subterráneo de hidrógeno y la fabricación de acero libre de fósiles. En Estados Unidos, el programa federal de 7.000 millones de dólares para “Hubs de Hidrógeno” genera polos de coinversión público-privada que ya están descarbonizando el transporte pesado y la industria química.

“Replicar estas estrategias en Perú con APP, por ejemplo, en el corredor minero del sur o para flotas de camiones de largo recorrido, ofrecería demanda asegurada, reduciría el riesgo de los primeros proyectos y posicionaría al país en la vanguardia regional del hidrógeno peruano”, apuntó.

“Un proyecto típico tarda de 5 a 8 años entre concepción y puesta en marcha; por ello el periodo 2025-2030 será decisivo para madurar modelos de negocio, estandarizar contratos y cerrar la brecha de costos. Lo que hoy sucede en el sector  es la base para una próxima ola de proyectos  competitivos y financieramente robustos hacia la próxima década.”, concluyó Camac, por lo que la demora regulatoria puede generar que Perú quede al margen de la próxima gran ola de inversión energética.

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Puerto Rico enfrenta un punto crítico en su transición energética, y el tiempo juega en su contra. La indefinición del Plan Integrado de Recursos (PIR) y el debate legislativo sobre la Ley 10 de 2024, que extiende la política pública de medición neta, han puesto en pausa decisiones clave para avanzar hacia un sistema energético más limpio, resiliente y descentralizado.

“La ausencia de un PIR actualizado refleja un retraso inaceptable en la planificación energética de la isla”, manifestó Eduardo Bhatia, exsenador de Puerto Rico y profesor visitante especializado en políticas públicas e internacionales en la Universidad de Princeton, en conversación con Energía Estratégica.

Para el académico, no se trata de una omisión técnica, sino de una falla estructural con alto impacto social y económico: “Sin un plan vigente, todas las decisiones se toman a ciegas, creando incertidumbre en el sector y atrasando el cumplimiento de las metas establecidas por ley”.

En este contexto, el desarrollo de subastas de energías renovables como el Tramo 2 y Tramo 3 también se ve afectado. Según Bhatia, la falta de un PIR provoca que las subastas se realicen sin una brújula clara, lo que lleva a repetir errores del pasado, como proyectos energéticos que avanzan «sin coherencia ni coordinación». Por lo que cada retraso en el proceso encarece las inversiones y desincentiva a los actores privados.

“Urge completar el PIR para alinear las subastas con una estrategia integral y no seguir construyendo sobre bases inestables”, planteó el entrevistado.

Uno de los temas más sensibles del momento es la posible revocación o debilitamiento de la Ley 10, que sostiene la política de medición neta (net-metering). Esta normativa ha sido clave para la adopción masiva de sistemas solares residenciales y comerciales en la isla.

“Si se revoca o debilita, se envía el mensaje de que el país castiga a quienes apuestan por la energía limpia”, advirtió Bhatia, con preocupación por el impacto en la confianza pública y el crecimiento del sector.

En su análisis, el académico también observó un giro preocupante en la dinámica institucional. «El regulador pretende dictarle al legislador cuál debe ser la política pública, cuando es el Estado el que tiene la potestad constitucional de trazar ese rumbo. Y si el tribunal no corrige esta distorsión, se pondrá en riesgo la confianza de miles de consumidores y empresas que buscan contribuir a la transición energética”.

La consecuencia inmediata de esta combinación de factores es el freno de la energía solar distribuida, dado que la incertidumbre es el «peor enemigo de la inversión” y el contexto actual ha llevado a muchos prosumidores —hogares y empresas que generan su propia energía— a suspender decisiones.

Frente a este panorama, el exsenador de Puerto Rico remarcó la importancia de que la estrategia debería ser la opuesta, es decir, brindar certeza, fortalecer incentivos y eliminar trabas, con el fin de acelerar el cambio hacia sistemas solares que alivien la red centralizada y reduzcan los apagones.

El llamado del sector es contundente: se necesitan señales firmes del Gobierno y del Poder Judicial, en coherencia con los principios establecidos desde 2019 y encaminadas en una transición energética basada en el sol. 

En ese sentido, Bhatia también se refirió al rol de la jueza a cargo del caso de net-metering, cuyas decisiones podrían marcar un antes y un después para la transformación energética de la isla, dando un diagnóstico severo, pero también con espacio para el optimismo.

“La historia demuestra que el progreso siempre enfrenta resistencia de quienes se aferran al pasado. Se requieren eliminar obstáculos e incentivar la energía solar es un imperativo moral, económico y social”, reflexionó Bhatia, recordando los efectos de una década de apagones, altos costos y pérdidas para la población.

Para lo que resta de 2025 y el año entrante, el académico proyecta un horizonte de desarrollo si se toman decisiones correctas, con la construcción de grandes fincas solares y el desarrollo del agro-voltaico, integrando la producción agrícola con generación solar. Y Si se concreta el marco adecuado, 2026 podría marcar el inicio de una nueva etapa para el sistema eléctrico de la isla. «Podría ser el año en que Puerto Rico comience a salir de la oscuridad energética”, concluyó Bhatia.

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Cox anunció la compra de Iberdrola México por 4200 millones de dólares, concretada en los últimos días, lo que supone un múltiplo de 6,5x el EBITDA estimado de 2025.

La operación busca aprovechar la presencia consolidada y el profundo conocimiento de Cox en el mercado mexicano, reforzar su posicionamiento en mercados estratégicos y de alto crecimiento a través de una inversión estratégica que está alineada con los objetivos de la compañía de invertir en activos que generen EBITDA recurrente y a largo plazo, planteados en su salida a Bolsa el pasado mes de noviembre.

El perímetro de la transacción incluye una capacidad instalada operativa de 2600 MW, de los que 1368 MW corresponden a centrales de ciclo combinado y cogeneración, 1232 MW de activos renovables y una cartera de proyectos de generación de 12 GW. Además, incluye la mayor suministradora de México con el 25% de cuota de mercado más de 20 TWh repartidos entre más de 500 grandes clientes.

Esta transacción es transformacional para la compañía, elevando a Cox a un nuevo nivel en cuanto a tamaño y posicionamiento estratégico, y consolidándola como una utility integrada con solidez en el mercado eléctrico mexicano.

Y con esta adquisición Cox completa su plan estratégico tres años antes, inicialmente establecido para el periodo 2025-2028. Esto supondría cerrar el año 2025 con una cifra de ventas proforma de cerca de 3000 millones de euros y 750 millones de euros de EBITDA.

Plan de inversión en Mexico

Dada su seguridad jurídica, México representa un mercado estratégico para Cox, se plantea un objetivo de inversiones en el país mexicano en el periodo 2025-2030 de 10700 millones de dólares, incluyendo la inversión en la plataforma de Iberdrola México, la inversión de nuevos activos de energía por más de 4.000 millones de dólares, en activos concesionales de agua en el país de hasta 1500 millones de dólares, y un polo de desarrollo para el bienestar mexicano. Además de ampliar la inversión coinvirtiendo en nuevos proyectos de generación con la CFE.

El país ofrece un amplio potencial para una mayor penetración y crecimiento del sector eléctrico, apoyado en un sistema bancario sólido y estable. Además, enfrenta una creciente demanda que requiere inversiones sustanciales. En este escenario, y con una presencia consolidada en el mercado mexicano desde hace varios años, Cox se encuentra posicionada para asumir la gestión de la plataforma de Iberdrola en México y capitalizar el crecimiento del mercado.

«La operación crea importantes sinergias para Cox dentro su estrategia de convertir a México en uno de sus grandes focos de negocio en el mercado latinoamericano integrando agua y energía, creando empleo, suministro eléctrico competitivo y soluciones hídricas adaptadas a las necesidades locales. La compañía integrará también la plantilla de más de 800 profesionales de Iberdrola en México», aseguraron desde la compañía.

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Energía Estratégica presenta su nueva sección dedicada exclusivamente al almacenamiento energético. Bajo el nombre de EE Storage, el medio lanza un espacio informativo enfocado en el análisis técnico y comercial del mercado de baterías BESS, uno de los pilares clave de la transición energética en la región.

El lanzamiento se complementa con un newsletter gratuito, ya disponible para suscripciones, que reunirá semanalmente las novedades más relevantes del sector. Regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, productos innovadores y entrevistas con actores estratégicos serán parte del contenido curado que llegará a los suscriptores.

Así, EE Storage se posiciona como una herramienta fundamental para ejecutivos, desarrolladores y consultores que buscan mantenerse actualizados con información verificada y especializada.

El almacenamiento con baterías viene ganando terreno como una solución clave para el equilibrio de redes eléctricas y la integración de energías renovables. Según datos publicados por OLADE, América Latina ya supera los 1.560 MW de capacidad instalada, lo que marca un salto considerable respecto a años anteriores.

Este crecimiento se refleja con fuerza en distintos mercados. En Argentina, por ejemplo, la licitación AlmaGBA convocó casi 30 ofertas por más de 1.300 MW, en la primera subasta específica para sistemas de almacenamiento. Por su parte, en Chile, el auge es aún más notorio: existen más de 14 GW en proyectos con almacenamiento en fase de calificación ambiental, lo que posiciona al país como líder regional en desarrollo de esta tecnología.

Además, Guatemala también inicia una nueva etapa. La licitación PEG-5 habilitará por primera vez la participación de sistemas BESS, según confirmaron actores como FES Iberia, abriendo nuevas oportunidades en el mercado centroamericano. En paralelo, Brasil se prepara para una transformación normativa: ANEEL confirmó que publicará su reglamento específico para baterías en el segundo semestre de 2025, lo que podría detonar una ola de proyectos híbridos y de respaldo en todo el territorio.

Este contexto dinámico exige una cobertura técnica constante, que permita comprender las particularidades regulatorias, los desafíos de integración y las oportunidades comerciales que se abren país por país.

Empresas líderes se suman a la propuesta

Conscientes del potencial del mercado, más de 20 compañías ya confirmaron su participación en el PVBook 2025, el anuario interactivo de Energía Estratégica que reúne a los desarrolladores de soluciones BESS más innovadoras de la región.

Además de gigantes del sector como Hitachi Energy (con su Grid Edge BESS de 2,8 MW y 4,5 MWh) o Wärtsilä, que sigue potenciando su plataforma GEMS, se suman firmas de amplio recorrido como:

• INDEI, con sistemas modulares industriales de hasta 1 MWh.

• Sungrow, que actualiza su línea PowerTitan para grandes instalaciones.

• Energía Real, con soluciones llave en mano para aplicaciones comerciales e industriales.

• Ampner, que presenta su inversor ACMVOLT orientado a plantas híbridas.

• Fronius, con propuestas para almacenamiento en generación distribuida.

• Sinexcel, que lanza baterías escalables de alta densidad energética.

• SYPA, especializada en integración de contenedores BESS en sistemas aislados.

• Energía Andina, con soluciones adaptadas al sector minero chileno.

• GoodWe, que refuerza su línea de almacenamiento residencial y comercial.

Estos lanzamientos no solo reflejan innovación tecnológica, sino también un creciente interés en adaptar las soluciones BESS a las necesidades específicas de cada mercado, desde esquemas off-grid hasta almacenamiento de gran escala.

Una fuente de inteligencia para el ecosistema energético

Con EE Storage, Energía Estratégica apuesta a consolidar un canal informativo de alto valor, alineado con las necesidades de un público especializado. El boletín incluirá actualizaciones sobre:

• Reformas regulatorias y marcos legales emergentes.

• Proyectos en desarrollo, licitaciones y adjudicaciones recientes.

• Casos de negocio, nuevos modelos comerciales y estructuras financieras.

• Entrevistas con protagonistas del sector público y privado.

• Lanzamientos tecnológicos y comparativas de productos.

Cada edición estará orientada a aportar inteligencia de mercado, con foco en el análisis y la utilidad para la toma de decisiones estratégicas.

La suscripción ya está habilitada para ejecutivos, utilities, fabricantes, integradores, desarrolladores y analistas de toda Iberoamérica.

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El desarrollo renovable en la Región Andina está entrando en una fase decisiva. Perú despierta un creciente interés de los inversores por su excelente recurso solar y eólico, Colombia enfrenta el reto de destrabar una importante cartera de proyectos ya en desarrollo; y Chile, el mercado más maduro de la región, avanza hacia una segunda ola con foco en almacenamiento y servicios complementarios.

No obstante, en los tres mercados persisten obstáculos regulatorios que generan incertidumbre para el ingreso de nuevas inversiones. Estas tensiones fueron analizadas por referentes de compañías líderes del sector durante el webinar «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento», organizado ayer por Energía Estratégica.

Durante el primer panel del evento “Potencialidad y proyectos en ciernes”, los directivos de Solis, Gotion, Ventus y Blaud Energy evaluaron las condiciones necesarias para destrabar las inversiones en energías limpias y sistemas de almacenamiento en gran escala. Coincidieron en que la falta de marcos regulatorios definidos y la ausencia de certidumbre jurídica son los principales desafíos para las renovables.

“Cada país tiene que presentar una certeza jurídica y marcos normativos definidos para que las inversiones avancen”, planteó Víctor Sobarzo, Director de Ventas ESS en Gotion. Para el ejecutivo, ese marco inicial determina si los capitales llegan o no, sobre todo en tecnologías como las baterías, donde los retornos están fuertemente vinculados a los ingresos por servicios complementarios. En esa línea, Manuel Bervejillo, Director Comercial de Ventus, señaló que es clave que existan “reglas claras desde las autoridades e incentivos para almacenamiento”.

Según apuntan especialistas del sector, Perú es uno de los mercados  emergentes con mayor expectativas en Latinoamérica. Sergio Solis, CTO de Solis, destacó que “la estabilidad económica del país ha generado buenas condiciones para el interés de los inversores”, en contraste con Colombia, donde el contexto ralentizó el avance de los proyectos.

En tanto, Roy Zuleta, Managing Partner de Blaud Energy, señaló que el país ya inició una ola de proyectos utility-scale, con gigavatios en desarrollo, pero adviertió que “la regulación aún está en definición y cuando se publique permitirá que ingresen al sistema proyectos que ya cuentan con declaración de impacto ambiental positiva”. Según sus estimaciones, la matriz peruana podría absorber entre 3 y 4 GW en los próximos 4 o 5 años si se logra alinear la normativa.

Los especialistas coincidieron en que en Perú todavía tiene que definirse la regulación para tener claro cómo se implmentará, en qué horarios se podrá inyectar, bajo qué condiciones y cuáles serán los ingresos, para que los inversionistas puedan determinar cuando entrar al mercado peruano con proyectos utility scale.

“En Colombia se deben destrabar os problemas de certificación y permisología, que hacen que los proyectos no avancen a la velocidad que uno lo requiere. El tiempo mata proyectos, si no avanza evidentemente los parques mueren, o el inversionista buscará otra parte del mundo para invertir”, apuntó Sobarzo.

El mercado chileno es uno de los más maduros de la región, y los especialistas señalaron que tiene la obligación de «mostrarle al mundo que el almacenamiento es la solución». Sin embargo, coincidieron en que es urgente reforzar las redes eléctricas tras episodios como el apagón del pasado 25 de febrero.

“En Chile ya hay curtailment: en junio se vertieron 2.500 GWh y el año pasado fueron 6.000 GWh. Eso, por sí solo, es incentivo suficiente para que el almacenamiento se vuelva una necesidad”, sostuvo. el directivo de Gotion y apuntó a la necesidad de que haya una regulación para los servicios complementarios.

Obstáculos regulatorios y señales de mercado

Uno de los puntos críticos señalados en el debate fue la ausencia de definiciones técnicas y regulatorias para el almacenamiento, lo cual dificulta la entrada masiva de esta tecnología en la región. En el caso peruano, por ejemplo, se proyecta una exigencia de respaldo del 6 al 8% de la potencia nominal a partir de 2028, aunque no está claro si se aceptarán baterías, grupos electrógenos o gas. A pesar de esa indefinición, “ya estamos cerrando proyectos con baterías incorporadas desde hoy, anticipándonos a esa obligación”, sostuvo Zuleta.

Desde Gotion, Sobarzo destacó que Chile podría convertirse en un ejemplo regional, dado que ya comienza a discutir los servicios complementarios como modelo de negocio para almacenamiento. “El mercado chileno tiene una obligación de mostrarle al resto de la región y al mundo que almacenamiento es el futuro”, afirmó, y anticipó que otros países seguirán esa tendencia ante la creciente necesidad de soluciones  por los vertimientos.

En Colombia, sin embargo, el marco de certificaciones técnicas representa un obstáculo adicional. “El RETIE requiere certificaciones para inversores y paneles, pero aún no hay organismos acreditados para emitirlas, lo que genera una burocracia enorme”, advirtió Moncada de Solis. Desde su perspectiva, Perú ofrece mayor flexibilidad: “Puedes usar certificaciones UL o GECO, mientras que en Colombia no hay un ente que certifique al certificador”.

Para Manuel Bervejillo, de Ventus, las diferencias entre los tres países son estructurales. En Colombia, señala, “hay cerca de 2 GW instalados, apenas el 10% de su matriz energética, que es mayoritariamente hidroeléctrica”, mientras que Perú posee una matriz térmica que deberá sustituirse en el corto y mediano plazo. Chile, en cambio, “tiene la mayor inserción renovable, la mayor regulación y el mayor pipeline de almacenamiento de la región”.

La experiencia de cada empresa da cuenta de estas diferencias. Ventus tiene más de 700 MW construidos en Colombia, donde hoy ocupa un 25% del market share en solar utility-scale, y donde desarrolló el primer proyecto híbrido con batería de 2 MWh. Bervejillo señaló que esperan seguir consolidando su presencia en el país andino e incorporar parques éolicos. En Perú, espera concretar 3 GW en el corto plazo y hasta 7 GW hacia 2030, y en Chile se encuentra reinsertando como EPC de almacenamiento. A nivel regional plantea incorpora entre 700 MW y 1000 MW anuales al 2030.

Gotion, por su parte, está presente en Chile con soluciones BESS de 5 MWh y proyecta sistemas de almacenamiento de hasta 20 MWh en contenedores de 33 pies para 2027, con presencia en Chile y expectativas en Perú. “Tenemos una mina en Jujuy, fábricas en China, Alemania y próximamente Marruecos, y queremos posicionarnos en la región como fabricantes integrados de baterías”, explicó Sobarzo.

Solis, con 20 años de trayectoria en inversores, enfoca su estrategia en sistemas híbridos modulares que permitan escalar proyectos de forma flexible e integrarse con generación y baterías. “Estamos apostando por proyectos pequeños y medianos, entre 3 kW y 3 MW, con inversores híbridos todo en uno que facilitan la conexión posterior de baterías”, detalló el referente Solis, y anticipó un plan intensivo de certificación regional en los próximos seis meses.

“En Perú, podemos jugar con las diferentes certificaciones YEL de productos, tanto el sistema de monofásicos 230, Split Face, que también vemos en Perú, trifásicos a 220, trifásicos a 380, trifásicos a 440. Todas las diferentes potencias y modalidades de productos que hay”, detalló, y aseguró que Chile es uno de los mercados «más calientes en sistemas de almacenamiento» con su oferta de inversores de 50 kw, que se han instalado en proyectos pequeños de 100 kw, 200 kw o 300 kw.

Desde Blaud Energy ven oportunidad de negocio a largo plazo, planeando proyectos para el 2030 o 2032 en Perú, alineados al plan de transmisión del COES. Además, el ejecutivo aseguró que están mirando Colombia con interés, pero que es necesario reducir los tiempos de desarrollo para que los inversionistas no se vayan a otros países. 

Para Zuleta, el potencial está sobre la mesa. “Perú tiene proyectos que podrían ingresar con PPAs privados ya firmados, mientras que en Colombia hace falta resolver la burbuja de desarrollos acumulados y destrabar las garantías”. Aun así, considera que Chile marca el rumbo. “Todos estamos aprendiendo de los aciertos y desaciertos de Chile; el almacenamiento, la hibridación y la regulación van a definir la segunda ola renovable en la región”, concluyó.

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Las empresas tecnológicas líderes en energía a nivel global observan que la región andina está entrando en una nueva etapa para las renovables, donde la ventaja competitiva ya no se gana solo con el precio del módulo o la batería, sino con soluciones integradas, eficientes y escalables e identifican a Chile, Colombia y Perú como los tres principales polos de inversión tecnológica en este nuevo ciclo. 

Esta mirada fue el eje del panel “Tecnología, integración y competitividad: cuál es el futuro de los mercados andinos y qué soluciones se ofrecen”, realizado el 30 de julio en el marco del webinar organizado por Energía Estratégica, donde representantes de JA Solar, APSystems, Sungrow, Great Power y CAPO Energy coincidieron en que el futuro del sector estará definido por la capacidad de adaptar tecnologías avanzadas a las particularidades técnicas, regulatorias y climáticas de la región.

Según Erick Andrés Melo Villar (JA Solar), la adopción de módulos n-type y bifaciales es clave para operar con eficiencia en ambientes desafiantes como los del altiplano peruano o colombiano, donde condiciones de altitud y polvo reducen el rendimiento. “Estos módulos nos permiten reducir el LCOE en entornos donde la irradiancia fluctúa y las condiciones climáticas son extremas”.

Para Gustavo Marín, de APSystems, la importancia de los sistemas MLPE y microinversores, destacando su modularidad, flexibilidad de diseño y monitoreo individualizado. 

“La capacidad de monitoreo granular y control significa poder replicar configuraciones precisas y eficientes en toda la región”, aseguró. Subrayó además que estos sistemas están dejando de ser exclusivos del autoconsumo y empiezan a ser considerados en proyectos más amplios, gracias a su escalabilidad.

Desde Sungrow, César Sáenz explicó que los inversores híbridos y la integración tecnológica en proyectos utility scale son hoy un componente imprescindible para la estabilidad del sistema. 

En Chile, donde la capacidad solar superó los 14 GW en 2025 y se estima que los vertimientos alcanzaron los 6 TWh por falta de infraestructura de transmisión, el desafío ya no es generar, sino gestionar eficientemente esa energía. 

Asimismo, el apagón masivo de febrero, que afectó al 98 % de la población, evidenció la urgencia de contar con sistemas que integren generación y almacenamiento. 

“La integración entre generación y almacenamiento no es una opción; es una necesidad para estabilizar el sistema, evitar vertimientos y garantizar respaldo ante contingencias”, remarca Sáenz.

En el ámbito del almacenamiento, el portavoz de Great Power, Germán Rotter, destacó su estrategia centrada en soluciones BESS con alta vida útil y bajo costo. 

Subrayó que «no se trata solo de poner baterías: se requiere una integración tecnológica compleja que gestione la eficiencia operativa y prolongue la vida útil del sistema». 

Cuestionó la baja sofisticación de ciertas electrónicas de potencia y propuso sistemas con controladores inteligentes que optimicen la interacción entre batería, red y protecciones, especialmente en entornos de variabilidad de carga.

Por su parte, César Díaz Leigh de CAPO Energy añadió que el storage debe ser pensado como activo estratégico, capaz de ofrecer servicios como control de frecuencia o respuesta rápida desde plataformas complementarias, especialmente en mercados con baja confiabilidad de red.

En conjunto, la fotografía que emerge del panel muestra una región que acumula más de 2,5 GW de capacidad BESS instalada en América Latina y el Caribe, con Chile liderando activamente esta expansión, seguido por mercados emergentes con alto apetito tecnológico. 

La combinación de capacidades solares junto al avance del almacenamiento, confirma que los mercados andinos están listos para dar el salto tecnológico.

Sin embargo, aunque queda claro que la tecnología está lista y las soluciones están sobre la mesa, el gran desafío es destrabar los marcos regulatorios, dar señales claras de mercado y acelerar los procesos de integración.

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El ministro de Ambiente de Uruguay, Edgardo Ortuño, anunció la puesta en marcha de una herramienta clave para el futuro energético del país: una evaluación ambiental estratégica para el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos instalando junto con el Ministerio de Industria, Energía y Minería un estudio y una construcción de la evaluación ambiental estratégica del sector para planificar, incentivar, minimizar impactos posibles negativos y potenciar las posibilidades del país”, manifestó Ortuño durante su intervención en el XI Congreso LATAM Renovables ‘Energía Inteligente’, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).

Energía Estratégica estuvo presente en el evento, que reunió a referentes de alto nivel del sector energético nacional y regional, y allí el ministro explicó que este nuevo desafío y medida es pate de la segunda transición energética de Uruguay, más aún si se considera que el país ya cuenta con una hoja de ruta de H2V.

Dicha estrategia de largo plazo contempla 18 GW de capacidad renovable y 9 GW en electrolizadores hacia 2040, con metas intermedias como 300 MW en 2030 y 3 GW en 2035. Estos objetivos fueron ajustados levemente respecto a versiones previas de la hoja de ruta.

Ver más: «La primera planta de hidrógeno verde en Uruguay comenzará construcción en abril de 2025»

“El impulso del desarrollo sostenible debe ser asumido como un proyecto nacional que nos permita posicionarnos en el mundo como referencia y conseguir mejores oportunidades de inversión, de generación de puestos de trabajo y mejora de la calidad de vida”, remarcó el funcionario.

Para lograrlo, el Gobierno trabaja en un esquema de gobernanza transversal, con participación de todos los actores. Por lo que el nuevo modelo de evaluación busca anticiparse a impactos ambientales como los que han enfrentado proyectos de hidrógeno verde en otros países, especialmente por el uso intensivo de agua y suelos.

“El objetivo es minimizar impactos negativos”, afirmó Ortuño, y destacó la importancia de planificar de forma responsable para mantener el prestigio que ha construido Uruguay como marca país en energías limpias.

Liderazgo regional y cooperación internacional

Además de los avances a nivel local, Uruguay lidera actualmente el Grupo Sur de negociaciones climáticas rumbo a la COP 30 en Brasil y, en conjunto con países de la región como Brasil y México, construye una agenda “ambiciosa” para impulsar los compromisos internacionales.

En paralelo, Uruguay firmó un memorando de entendimiento con la Unión Europea, que aportará 2 millones de euros para fortalecer capacidades institucionales, apoyar infraestructura y fomentar diálogo ciudadano en torno al hidrógeno verde

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