energiaestrategica.com

El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina nuevamente atrajo el interés de desarrolladoras y generadoras, a pesar de la merma en la capacidad de transporte disponible en el SADI. 

La ronda del tercer trimestre 2025 recibió diez proyectos que solicitaron prioridad de despacho por un mínimo de 941 MW hasta 1017,5 MW de potencia para abastecer a grandes usuarios del sistema; según la información compartida por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). 

La tendencia tecnológica se mantiene respecto a anteriores llamados del MATER, ya que nuevamente predominan los parques fotovoltaicos, con 8 de los 10 presentados, que pidieron de 610 MW a 657,5 MW. 

Todos ellos compiten en mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir que podrían tener hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes. 

Los restantes proyectos se reparten entre la central eólica Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina), que solicitó hasta 30 MW de prioridad en el mecanismo Ref. “A”, y una obra de infraestructura presentada por Central Puerto para modificar el sistema de DAG de Comahue. 

Esta última propuesta tiene la particularidad que Central Puerto busca producir una ampliación de 330 MW de capacidad adicional en el corredor Comahue – Provincia de Buenos Aires Centro – Sur. 

Y si bien aún está en análisis en el área de Sistemas de Potencia de CAMMESA, de ser aprobado el proyecto, le permitiría a Central Puerto ingresar parques en el futuro hasta esa potencia, los cuales hasta el momento no han nominado.

Además de dicha obra, también hay otros tres proyectos solares enmarcados bajo el MATER 360, ya que contemplan infraestructura adicional o están acompañados de demanda incremental, y que suman 390 MW de potencia. 

• Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de una parque eólica en el mismo corredor y límites.
• Mendoza Sur (150 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
• Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo). 

Próximos pasos de la convocatoria

El viernes 17 de octubre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 23/10.

Mientras que la asignación de la prioridad de despacho tendrá lugar el 27 del presente mes y la fecha máxima para el pago correspondiente será el 18 de noviembre.

¿Qué se debe tener en cuenta? Esta ronda, a comparación de anteriores llamados, cuenta con magra capacidad de transporte disponible, principalmente en aquellas zonas con mejor factor de carga para proyectos solares y eólicos. 

Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscila entre 584 MW y 876 MW, por lo que no necesariamente todos los parques presentados se podrían adjudicar. 

• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
• Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 92 MW si se tratan de proyectos eólicos 
• Misiones – Noreste Argentino (NEA) – Litoral: 475 MW

A continuación, todos los proyectos presentados

MATER T3-2025 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER T3-2025 (1)

La entrada El MATER mantiene el interés: más de 1000 MW vuelven a competir por prioridad de despacho en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Luz del Sur avanza con una agenda renovable sólida en Perú que contempla nuevas inversiones en energía limpia, enfocadas en proyectos hidroeléctricos y parques eólicos, bajo un enfoque de crecimiento paulatino, eficiencia operativa y sostenibilidad económica.

Uno de los desarrollos clave será la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, ubicada en Cusco. Esta infraestructura representa la segunda etapa del complejo que aprovecha el caudal del río Vilcanota y cuya primera fase ya se encuentra operativa. 

La construcción está proyectada para iniciar en el primer semestre de 2027, mientras que su entrada en operación se espera para 2031 con una potencia de 280 MW.

“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual”, manifestó Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú.

En paralelo, la compañía viene consolidando un portafolio de activos renovables en operación. En 2023 adquirió los parques eólicos Tres Hermanas y Marcona (Ica), con una capacidad conjunta de 129,3 MW, y las plantas solares Majes y Repartición (Arequipa), que suman 40 MW. 

Estos proyectos ya han sido optimizados para mejorar su rendimiento, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y asegurando retornos sostenibles.

Además, este año Luz del Sur firmó un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica), con una potencia instalada de 135,7 MW y una inversión prevista de hasta US$253 millones, operación sujeta a condiciones contractuales, incluida la aprobación de Indecopi.

“También tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, afirmó el especialista. 

Pese a este avance, González del Carpio advirtió que las barreras estructurales del sistema eléctrico peruano limitan el desarrollo renovable, ya que consideró que los proyectos de generación distribuida no logran avanzar en el país porque no están las redes preparadas ni se han dado las normas que permitan al distribuidor estar preparado para recibir inyecciones de energía.

“Hay normas que se tienen que dar por seguridad, temas técnicos y a qué precio se va a fijar.  Es lo que yo creo que faltaría en Perú para que, de manera ordenada, llegue en 5 o 10 años a desarrollar todo el potencial que tiene”, planteó. 

El CEO también llamó a realizar ajustes normativos que otorguen seguridad jurídica y predictibilidad al sector, a fin de que los inversores puedan realizar las inversiones y fomentar cambios de manera gradual. 

Este desfase también se refleja en las condiciones económicas del mercado. “Los costos marginales los vemos en los próximos cinco años en alrededor de USD 30 por MWh, por lo que, salvo que crezca mucho la demanda, no se va a poder invertir mucho”, puntualizó. 

En ese sentido, la compañía apuesta por una evolución progresiva de su matriz de generación, sin desalinearse de los fundamentos del mercado. Sumado a que el ejecutivo remarcó que existe la exclusión de una parte significativa del consumo eléctrico del proceso de transición. 

“Queda fuera el 50% de la demanda, unos 8,5 millones de usuarios regulados, por ese desafío de falta de regulación”, subrayó.

Para superar estas limitaciones, Luz del Sur propone una transformación del rol de las empresas distribuidoras, alineada con el desarrollo de redes inteligentes: “Se debe cambiar la regulación de la empresa de distribución, con una visión de desarrollo óptimo de una red inteligente”. 

La entrada Luz del Sur alista nuevos proyectos hidroeléctricos y eólicos en Perú con una visión de crecimiento gradual se publicó primero en Energía Estratégica.

Canadian Solar visualiza una oportunidad estratégica para expandirse en el segmento de almacenamiento de energía en Colombia, a partir del reciente proyecto de resolución publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que define las condiciones para la participación de sistemas BESS (SAEB, según la nomenclatura local).

“Ya con este proyecto de resolución esperamos que realmente se abra la puerta para desarrollar este mercado en Colombia”, manifestó Carlos Arturo Burgos, Senior Sales Manager de Canadian Solar para Sudamérica, quien confirmó que la empresa prepara una fuerte incursión en el país con soluciones integrales que incluyen paneles, inversores y baterías.

Desde su perspectiva, la nueva normativa elimina uno de los principales frenos que enfrentaba el sector: “Si bien hay mucho interés y todos los clientes siempre preguntan por soluciones de almacenamiento, el marco regulatorio no permitía avanzar. Ahora cambia el panorama completamente”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

La nueva regulación propuesta por la CREG establece los requisitos técnicos, operativos y comerciales para la integración de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado nacional. En este contexto, Canadian Solar anticipa un crecimiento tanto en este segmento como en soluciones híbridas solares+almacenamiento, impulsadas por una demanda que ya existe y por el interés de desarrolladores en maximizar la energía generada, reducir curtailment y dar estabilidad a la red entre otros beneficios técnicos.

“Ahí hay una gran oportunidad. Ya estando regulado, para los clientes finales se facilita pensar en este tipo de soluciones”, expresó Burgos, quien también resalta el potencial que representa Colombia dentro de la estrategia de expansión regional de la compañía.

En cuanto a su posicionamiento en el país, Canadian Solar reporta avances significativos. En 2023 alcanzaron un 7 % de participación de mercado, y aunque el 2024 fue más moderado, ya ingresaron en el mercado de minigranjas solares, donde vendieron aproximadamente 13 MWp, además de otros 10 MW en inversores actualmente en construcción.

“También estamos impulsando fuertemente la estrategia de tener distribuidores. Hoy tenemos dos y han empezado a vender muy bien la marca”, detalló Burgos, quien destacó una rápida fidelización de clientes. “Una vez conocen Canadian, quieren quedarse”, subrayó.

El ejecutivo señaló que en Colombia están enfocando sus esfuerzos en las minigranjas solares, debido a la facilidad de instalación, menor complejidad regulatoria y tiempos más cortos para obtener puntos de conexión. En este tipo de proyectos, su portafolio ofrece productos altamente competitivos. “Tenemos inversores de 333 kW que cazan perfecto con la capacidad regulatoria de 999 kW, lo que nos ha dado muy buenos resultados”, puntualizó.

En paralelo, Canadian Solar apuesta a la innovación tecnológica como un factor diferenciador. A nivel de paneles, lanzarán a fin de año los modelos HJT, una vez superadas todas las validaciones internas. También incorporaron recientemente paneles bifaciales de 625 a 650 W en formato pequeño, orientados a instalaciones sobre techos o sitios con restricciones de área.

Otro desarrollo clave es la solución patentada para reparar la caja de diodos de los paneles, sin perder garantía y directamente en sitio. “Esto le ahorra al cliente final el 75 % del costo de un panel nuevo”, destacó Burgos.

En el segmento de inversores, la empresa ya lanzó una nueva línea híbrida de hasta 15 kW, y en cuanto a almacenamiento, presentó el nuevo Kubank de 277 kWh, que incrementa en 30 kWh la capacidad respecto a su versión anterior, manteniendo el mismo formato de gabinete. Para proyectos de gran escala, a finales de este año lanzarán el Solban 3.0 Flex, un sistema modular que permite escalar desde 1.6 hasta 8.6 MWh de almacenamiento por sistema. “Esta modularidad va a ser muy bien recibida en el mercado, porque facilita transporte, instalación y modelos financieros”, sostuvo.

La participación de la compañía en la quinta edición del Future Energy Summit (FES Colombia) —que se celebrará el 21 y 22 de octubre en Bogotá— será clave para mostrar estas soluciones ante un público estratégico. El evento reunirá a más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades, en un contexto de fuerte expansión renovable.

“Para nosotros el FES es una excelente vitrina. Quien no está ahí, de alguna manera se está volviendo invisible hacia el mercado”, afirmó Burgos, quien destacó el nivel de networking que ofrece el encuentro. 

La coyuntura también refuerza la importancia del evento. Según datos oficiales, Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW solares instalados, un 59 % más que el año anterior, aunque solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que limita su aprovechamiento real. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar otros 697 MW en 22 nuevos proyectos, con inversiones superiores a los USD 500 millones.

Frente a este escenario, Canadian Solar confía en que el desarrollo de soluciones híbridas, apalancado por la nueva regulación, marcará un nuevo ciclo de crecimiento en el país. “Sabemos que llega un punto en que el almacenamiento se vuelve absolutamente obligatorio para tener estabilidad en la red y aprovechar toda la generación solar”, concluyó Burgos.

La entrada Canadian Solar apuesta por crecer en soluciones integrales tras nueva regulación de almacenamiento en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El suministro eléctrico de Brasil aumentó en 1400,21 MW en septiembre. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), las 27 plantas que entraron en operación comercial ese mes son renovables: 17 plantas solares (934,72 MW), ocho parques eólicos (391,50 MW), una central hidroeléctrica (50,00 MW) y una pequeña central hidroeléctrica (24,00 MW). 

A lo largo del año, hasta el 30 de septiembre, la expansión de la matriz eléctrica fue de 5.921,34 MW. Entre las 97 plantas que entraron en operación en el período, se encuentran 12 termoeléctricas (2.468,05 MW), 35 plantas solares fotovoltaicas (1.718,35 MW), 37 parques eólicos (1.506,40 MW), nueve pequeñas centrales hidroeléctricas (171,85 MW), una hidroeléctrica (50,00 MW) y tres hidroeléctricas (6,70 MW). 

De enero a septiembre, entraron en operación comercial plantas en 17 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (980,20 MW) y Rio Grande do Norte (657,25 MW). En septiembre, Ceará fue el estado con mayor expansión, con 515,95 MW. Rio Grande do Norte se ubicó en segundo lugar, con 373,77 MW. 

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 214,7 GW

El 1 de octubre, Brasil contaba con 214.723,8 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA ) de la ANEEL, que se actualiza diariamente con información sobre plantas en operación y proyectos con licencia en construcción. De este total, el 84,37 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables, según el SIGA. 

Dónde encontrar más datos sobre la generación de electricidad

Se puede encontrar un análisis más detallado del crecimiento del suministro eléctrico centralizado en el  panel de RALIE , que recopila información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a los datos de inspección de las nuevas plantas en construcción y facilita el seguimiento de la expansión de la oferta de generación por año, región, tipo de fuente de energía y otros filtros. El objetivo es mejorar la interactividad y proporcionar más información sobre los proyectos de generación. 

La información del panel se actualiza mensualmente con base en  las inspecciones in situ  de las obras de construcción de las centrales generadoras y en los datos proporcionados en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (RAPEEL), que incluye información de las empresas inspeccionadas para su análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento

La entrada Brasil registra expansión de 1,4 GW de la matriz eléctrica durante septiembre solamente con renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Con una serie de anuncios realizados esta semana, el Gobierno de Honduras formalizó el mayor paquete de reformas estructurales en la historia reciente del sector eléctrico. El ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, confirmó que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) está siendo completamente transformada bajo la actual administración.

Entre los hitos más relevantes, se destacó el inicio de la modernización y repotenciación del Complejo Hidroeléctrico Cañaveral-Río Lindo, con una inversión pública de 1.600 millones de lempiras. La obra fue lanzada en conjunto con el Embajador de Japón, como parte de una estrategia de recuperación de activos renovables estratégicos.

“Dimos orden de inicio a los trabajos de modernización y repotenciación del complejo hidroeléctrico de la ENEE Cañaveral-Río Lindo”, sostuvo el funcionario.

También se concretó la inauguración de la primera megaplanta solar estatal, un proyecto de 50 MW con 50 MWh de almacenamiento, operado por la ENEE. Esta infraestructura representa un punto de inflexión para la generación pública con energías limpias y almacenamiento integrado. “Inauguramos la primera megaplanta solar de la ENEE”, señaló Tejada Carbajal.

Además, el gobierno presentó en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW, la más ambiciosa jamás planteada en el país. Fue dirigida a inversionistas de la Unión Europea y de México, en una apuesta por ampliar la capacidad instalada con fuentes renovables bajo estándares internacionales. “Expusimos en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW; la más grande y moderna planteada jamás en Honduras”, afirmó el secretario.

Este proceso se vio respaldado por una línea de crédito de 300 millones de dólares, como soporte financiero directo para el desarrollo de la licitación, gestionada en el marco del reciente acuerdo técnico alcanzado con el Fondo Monetario Internacional (FMI).

En este acuerdo se incluyeron compromisos como la publicación por primera vez de estados financieros auditados de la ENEE, el cumplimiento de metas de pago a generadores, la reducción de la deuda flotante, y la adopción de estándares internacionales de contabilidad. “Extraordinarios avances sin duda en la ENEE”, expresó Tejada Carbajal.

A esto se sumó la expansión de la infraestructura operativa, con la inauguración de dos nuevas subestaciones y una nueva línea de transmisión en San Pedro Sula, mejorando la cobertura y estabilidad del sistema eléctrico nacional.

El funcionario también defendió los logros de su gestión frente a las críticas. Apuntó contra organizaciones como la ASJ y la AHER, a quienes acusó de representar intereses concentrados. “Organizaciones en poder de las 10/25 (10 familias y 25 grupos económicos) salieron con la misma cantaleta de siempre y con datos falsos sobre el desempeño de la ENEE”, denunció.

Tejada Carbajal subrayó que su administración logró contener la deuda, que se había multiplicado por diez durante el período anterior. “Después de 16 años, finalmente esta administración reducirá cerca de 4 puntos, con retorno de 2.200 millones de lempiras después de expulsar a la pesadilla EEH”, enfatizó.

Y añadió: “Destruyeron la ENEE y la dejaron endeudada con las pérdidas en el cielo; hemos hecho milagros para sacar a la empresa pública del fango”. También afirmó que, durante su gestión, “nadie le ha pagado más y mejor a los generadores que nosotros”.

Sobre los cuestionamientos recibidos, cerró con contundencia: “Cuando sus ataques tengan rigor científico, debatiremos, de lo contrario, como escribió Benedetti: no merecen ni la condena”.

La entrada Honduras impulsa su transformación energética con nuevos proyectos y respaldo internacional se publicó primero en Energía Estratégica.

Faltan pocos días para la realización de la quinta edición de Future Energy Summit Colombia, el encuentro más importante del sector energético en Hispanoamérica, que tendrá lugar el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los principales players del ecosistema energético para analizar, proyectar e impulsar la transición energética de Colombia y la región Andina.

Colombia atraviesa una fase de transformación acelerada. En junio de 2025, alcanzó los 2030 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada, lo que representa un crecimiento del 59 % respecto al año anterior. 

Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que refleja los desafíos técnicos que persisten en el sistema. 

A su vez, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la entrada en operación de 697 MW adicionales este año, con 22 nuevos proyectos y una inversión superior a 500 millones de dólares. En este contexto, FES Colombia 2025 se presenta como una plataforma estratégica para destrabar cuellos de botella y consolidar avances.

Durante dos jornadas, el evento abordará los principales temas que definen el futuro energético del país: energía solar, almacenamiento, regulación, inversión, eólica y cooperación regional.

La discusión sobre desarrollo solar se iniciará con el panel “Siguientes pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes”, con Héctor Nuñez (Sungrow) e Ignacio Mesalles (JA Solar). 

Le seguirá el panel “Visión de CEOs sobre el futuro energético de Colombia”, con Francesco Bertoli (Enel Colombia) y María Fernanda Suárez (Banco Popular), donde se debatirá sobre sostenibilidad, competitividad y riesgos estructurales del sistema.

El avance de las soluciones tecnológicas será el eje del panel “Energía solar: soluciones tecnológicas y apuestas de negocio”, con Lina Beltrán (Atlas Renewable Energy), Luciano Silva (Trina Storage), un representante de Canadian Solar y Nelson Benavides (Nexans). Además, Luis Castillo (Solax Power) presentará una keynote sobre integración de sistemas fotovoltaicos y almacenamiento.

La visión de los actores financieros y tecnológicos será central en el panel “Energía renovable en la apuesta por la seguridad energética”, con Juan Esteban Hernández (EDF Power Solutions), Freddy Mendoza Berdella (Risen), Eva Ma (ZNShine Solar) y Gracia Candau (Atlántica Sustainable Infrastructure).

El almacenamiento tendrá una mesa propia: “¿Estamos listos para el siguiente paso?”, con la participación de Manuel Bervejillo (Ventus), Marco Ricci (Solis), Santiago Parra (Erco Energía), Ricardo Garro (CATL) y Mauricio Ocampo (Terpel Sunex).

La mirada regional se ampliará en la conversación “Energía Eólica Onshore & Offshore”, con un representante de Nordex Group y Diana Barbosa (Lilan Energy). También se sumará la keynote de DIPREM, a cargo de Ximena Castro Leal.

El cierre del día uno estará marcado por el panel sobre generación distribuida y almacenamiento, con Jesús Rojas (Greenyellow), Hernando Restrepo (Sungrow) y Andrés Iriarte (Trina Solar), y por el análisis de prioridades regulatorias, con Natalia Gutiérrez (ACOLGEN), Antonio Jiménez Rivera (CREG), Amylkar Acosta, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (FENOGE) y Nicolás Rincón Munar (DNP).

Cooperación regional y estrategias de inversión

El segundo día abrirá con la conversación “Planes gubernamentales y metas de descarbonización”, a cargo de Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala. Seguirá la keynote de Antai Solar, presentada por Raúl Canseco.

En el panel sobre transición energética en la región Andina, participarán Camilo Bejarano (JA Solar), un representante de Alurack, Sixto Fernández (Vatia) y Cristian Díaz (CTG Latam). Las estrategias de financiación serán abordadas por Enrique Cadena (FDN), Susana Gutiérrez (KAI Energy Capital), Yuichiro Benito Inoue (IFC) y Miguel Hernández (ACOSOL).

El cierre será con la conversación “Sinergias entre países vecinos”, liderada por Juan Pablo Crane (Greenwood Energy), que pondrá en foco la necesidad de marcos regionales coordinados y desarrollo de infraestructura compartida.

Empresas protagonistas y networking de alto nivel

FES Colombia 2025 contará con la participación de las principales compañías del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía y KAI Energy Capital.

Además de su agenda de contenidos, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas exploran oportunidades de negocio, cierran acuerdos y desarrollan alianzas que impulsan la transición energética en la región.

La entrada Queda cada vez menos para la quinta edición de FES Colombia que reunirá a los líderes del sector renovable en Bogotá se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante su participación en FES Perú, Luis González Castillo, General Manager para Latinoamérica en Solax Power, presentó el nuevo portafolio de soluciones tecnológicas que la empresa está desplegando en la región, con el objetivo de acelerar la transición energética a través del almacenamiento a gran escala. “La transición tecnológica es la base de la transición energética”, enfatizó el ejecutivo, quien lidera las operaciones desde la oficina regional en Colombia.

Solax Power, de origen chino, comenzó su expansión en América Latina hace cinco años, con operaciones en Brasil, México y, más recientemente, Colombia. “Empezamos por Brasil hace 4 o 5 años, luego en México y nuestra última oficina es la de Colombia”, recordó Castillo.

Actualmente, el fabricante es reconocido por su presencia en el mercado europeo y su estrategia se orienta al desarrollo de soluciones tanto para pequeños como para grandes proyectos. “Hacemos equipos desde los más pequeñitos, un microinversor, hasta los sistemas de almacenamiento a gran escala”, explicó.

Uno de los anuncios principales del keynote fue la incorporación del inversor Grand, con potencias de 300, 330, 333 y 350 kW, diseñado especialmente para atender las exigencias normativas en mercados como el colombiano. “El equipo de 333 es el que se ajusta y potencializa la granja de 1 MW”, detalló, aludiendo a los límites regulatorios que exigen no superar los 999 kW. Estas unidades permiten inyectar energía al sistema interconectado nacional o al circuito interno de una industria para autoconsumo.

Para escalar aún más los proyectos, la compañía también incorpora cabinas de transformación que permiten alcanzar potencias desde 3 hasta 8.9 MW. “Es el estándar que la industria nos está poniendo el día de hoy”, señaló. Esta tecnología es aplicable a desarrollos de hasta 20 MW o más, según los requerimientos de cada mercado.

El ejecutivo fue enfático en subrayar que la transición energética no puede avanzar sin respaldo técnico. “Avanzar en regulación tiene que estar acompasado con una disponibilidad tecnológica”, remarcó, y destacó que esta disponibilidad debe darse en módulos, inversores y almacenamiento. Según su visión, sin tecnología concreta no hay forma de que los decretos, incentivos o marcos normativos tengan impacto real.

En este contexto, Castillo presentó una de las innovaciones más esperadas: el sistema tipo tren, diseñado para cubrir potencias intermedias entre 250 y 500 kW, con una capacidad de almacenamiento de hasta 1 MWh. “Estamos viendo que los sistemas de almacenamiento necesitan también una granularidad”, expresó. Estas soluciones ya están en operación en mercados como República Dominicana, donde el marco regulatorio está más desarrollado.

Para proyectos mayores, la compañía ofrece configuraciones de 2.5 a 5 MWh de almacenamiento. “¿Qué tan grande puede ser el proyecto? Dependiendo la necesidad de cada desarrollador o de cada compañía”, planteó Castillo, al explicar que la tecnología que ofrece Solax Power está diseñada para adaptarse a las necesidades reales del mercado.

En su cierre, el ejecutivo dejó un mensaje claro: “Estamos llamados a innovar, estamos llamados a ser más eficientes”.

Y concluyó: “Tienen un equipo lo suficientemente sólido para estar desde el génesis del proyecto, desde el momento cero hasta el comisionamiento”. Con una visión pragmática, pero ambiciosa, el fabricante busca posicionarse como un aliado estratégico en el crecimiento de la infraestructura energética renovable en América Latina.

La entrada Solax Power presentó en FES Perú su nueva apuesta por el almacenamiento a gran escala en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

La República Dominicana y Puerto Rico están reactivando un proyecto de interconexión eléctrica que podría convertirse en una infraestructura clave para la transformación energética del Caribe. La idea, que lleva más de tres décadas en discusión, ha cobrado impulso por el desarrollo tecnológico, la madurez de ambos mercados y la necesidad compartida de mejorar la resiliencia de las redes eléctricas.

En exclusiva con Energía Estratégica, el superintendente de Electricidad de República Dominicana, Andrés Astacio, reveló que el proyecto contempla una capacidad estimada de 700 MW. Esta cifra representa entre el 8 y el 10% de la demanda combinada de ambos sistemas eléctricos. El cable submarino, cuyo trazado aún está en evaluación ambiental, tendría una extensión de aproximadamente 112 kilómetros.

“Ya las economías de República Dominicana y Puerto Rico son economías de tamaños similares”, manifiesta Astacio, al destacar que hoy existen las condiciones técnicas y económicas necesarias para avanzar.

El funcionario considera que esta infraestructura podría ser el primer paso hacia una red de interconexiones más amplia entre islas del Caribe. En esa línea, remarcó que “Latinoamérica es la región con mayor cantidad de fuentes renovables en todo el planeta, pero el Caribe, de toda esta región, es aquel pedacito que no tiene”.

Este tipo de interconexión requiere también marcos regulatorios sólidos y mecanismos jurídicos claros entre Estados soberanos. Durante su intervención en el III Foro de Reguladores, Astacio sostuvo que “todo comienza y todo termina con la regulación”, destacando que no se trata únicamente de infraestructura o financiamiento, sino de normas que garanticen el equilibrio entre integración y soberanía.

“Ningún Estado va a estar dispuesto a ceder su capacidad de gestionar su soberanía energética”, afirmó.

En exclusiva, el superintendente confirmó a Energía Estratégica que la iniciativa aún no figura en el Plan Energético Nacional de República Dominicana a 2036. Sin embargo, anticipó que, de concretarse avances significativos, “es bastante probable que en 2031 ya se tenga que hacer un ajuste cuando este proyecto avance”.

Además, vaticinó que el avance de tecnologías de almacenamiento a gran escala será determinante para hacer viable esta integración regional, en particular frente a la variabilidad de la oferta renovable.

Semana de la Energía y visión regional

Durante la X Semana de la Energía celebrada en Santiago de Chile, Astacio subrayó el valor del encuentro como espacio de reflexión y cooperación regional: «El evento es un buen momento para que todos los países de la región nos sentemos, reflexionemos, compartamos experiencias”.

“Toda la industria energética no son infraestructuras, no son regulaciones. Es cómo nosotros ponemos todo esto en favor de la mejoría de la calidad de vida”, añadió.

Respecto al pacto de descarbonización que firmarán los países de Centroamérica y el Caribe, Astacio considera que más allá de los anuncios, lo importante es el consenso técnico y político que ya se está consolidando.

“Todos estamos muy alineados en lo que entendemos que es lo mejor para nuestro pueblo. Estamos poniendo aparte cualquier diferencia ideológica y le estamos dando prioridad al futuro que estamos construyendo”, expresó.

En cuanto al presente energético dominicano, Astacio explicó que la licitación en curso apunta a acelerar la transición definida por el gobierno. “Responde a la política energética marcada por el gobierno central, que es transicionar aprovechando los recursos disponibles”, detalla. Una de las prioridades es impulsar el almacenamiento eléctrico para equilibrar la alta generación solar diurna con la demanda nocturna.

“Estamos tratando de darle impulso a la penetración de almacenamiento de electricidad de forma tal que podamos darle más resiliencia a nuestras redes eléctricas. Y desde la administración pública garantizamos la transparencia y la pluralidad de ofertas en todos nuestros procesos”, subrayó.

La interconexión con Puerto Rico, con una capacidad estimada de 700 MW, asoma como un componente estratégico para el futuro energético dominicano y regional. Con impacto en seguridad, estabilidad, eficiencia y sostenibilidad, el proyecto podría sentar las bases de una red eléctrica integrada para el Caribe. “Este proyecto va a ser disruptivo para nuestros países y probablemente para toda nuestra región”, concluye Astacio.

La entrada Astacio adelanta detalles técnicos del proyecto de interconexión entre Puerto Rico y República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

Sungrow, proveedor líder mundial en soluciones fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su posicionamiento global a través de su participación destacada en el PVBook, el catálogo internacional estratégico y gratuito desarrollado por Energía Estratégica. 

Con más de 515 GW de inversores fotovoltaicos instalados a nivel mundial y 75 GWh de capacidad anual en sistemas de almacenamiento, la firma sigue avanzando con soluciones que combinan innovación, eficiencia y confiabilidad técnica en condiciones operativas exigentes.

Uno de los productos centrales en su propuesta es el inversor SG350HX, una solución string multi MPPT para sistemas de 1500 Vdc, que ofrece hasta 16 MPPTs con una eficiencia máxima del 99%. 

Diseñado para adaptarse a módulos de más de 500 Wp gracias a su capacidad de 20 A por string, este inversor incorpora intercambio de datos con trackers, comunicación PLC, escaneo de curva IV y operación con redes eléctricas débiles bajo el estándar SCR21.15. 

Además, posee monitoreo AC/DC en tiempo real y un interruptor DC que actúa automáticamente en caso de falla, garantizando una operación segura y estable.

Junto al inversor, Sungrow pone en valor sus sistemas BESS ST5015UX-2H y ST5015UX-4H, parte de la nueva generación PowerTitan 2.0. Estas soluciones están refrigeradas por líquido y cuentan con un sistema inteligente de gestión térmica que optimiza el consumo auxiliar y la vida útil de la batería. 

El diseño, completamente pre-ensamblado y con un enfoque modular, facilita la instalación y puesta en marcha, al mismo tiempo que reduce el espacio físico requerido y permite operaciones seguras gracias a su arquitectura interna que separa el armario de baterías del de potencia.

Complementando su oferta tecnológica, Sungrow lanzó su producto más reciente: el sistema PowerTitan 2.0, una solución que redefine la eficiencia operativa en almacenamiento. Esta integración de inversores y baterías en un contenedor de 20 pies con capacidad de 5 MWh permite una implementación más rápida, segura y compacta, reduciendo hasta en un 33% el espacio requerido para instalaciones de 100 MWh. 

Con una eficiencia superior al 90% en el punto medio de la estación de media tensión, este sistema representa una evolución clave para proyectos que demandan escalabilidad y rendimiento sostenido.

Presencia estratégica en América Latina

La compañía extiende esta propuesta a diversos mercados de la región, de tal manera que en Perú, participa en la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, utilizando inversores SG1100UD, y en la primera planta solar flotante del país, desarrollada en Ica junto a Migiva Group. 

Mientras que en Colombia, alcanza los 1500 MW acumulados, con 500 MW en desarrollo activo, sustentados por tecnologías híbridas y contratos de mantenimiento a largo plazo (LTSA). 

En tanto que en República Dominicana, ya suma 600 MW en soluciones con almacenamiento y proyecta 300 MW adicionales, y en Honduras lidera el desarrollo de un sistema de 440 MWh en baterías, considerado un hito estratégico para la región.

Estas experiencias refuerzan el posicionamiento de Sungrow como socio tecnológico integral, capaz de responder a las demandas de proyectos solares y BESS de gran escala, adaptándose a los requerimientos técnicos y normativos de cada país, y aportando soluciones modulares y eficientes que simplifican la ingeniería y aceleran el tiempo de puesta en marcha.

Caso de éxito en Chile: el BESS del Desierto

El 24 de abril de 2025 se inauguró el proyecto BESS del Desierto, desarrollado por Atlas Renewable Energy, que se posiciona como el sistema de almacenamiento independiente más grande de Latinoamérica. 

Con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh, esta instalación ubicada en María Elena, en pleno desierto de Calama, permitirá entregar más de 280 GWh anuales de energía limpia al sistema eléctrico nacional de Chile.

El proyecto está compuesto por más de 300 unidades del sistema PowerTitan 1.0 de Sungrow, una solución de alta densidad energética, refrigeración líquida y diseño modular que garantiza eficiencia en uno de los entornos más extremos del planeta: el desierto de Atacama.

Además de su contribución a la red eléctrica, este proyecto provee energía a 27 terminales de carga para autobuses eléctricos, mediante un contrato de 15 años con EMOAC (filial de Copec), beneficiando a más de 2.500 vehículos eléctricos y consolidando la infraestructura de movilidad limpia en el país.

La entrada Sungrow avanza con más soluciones para proyectos solares y BESS de gran escala se publicó primero en Energía Estratégica.

Los días 21 y 22 de octubre, la ciudad de Bogotá recibirá a más de 500 ejecutivos, inversores, referentes empresariales y autoridades regulatorias en una nueva edición de Future Energy Summit (FES Colombia). 

En esta quinta edición, el evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica se proyecta como una plataforma clave para el fortalecimiento del ecosistema renovable en Colombia y la región andina, en un momento decisivo para el desarrollo de tecnologías limpias y la planificación energética de largo plazo.

La convocatoria se encuentra respaldada por una destacada participación de empresas líderes del sector, que actuarán como partners estratégicos, reflejando el compromiso del sector privado con el despliegue de soluciones innovadoras y con la consolidación de una agenda común para la transición energética. 

Entre las compañías confirmadas se encuentran Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, AFRY, Antai Solar y Erco Energía, cubriendo toda la cadena de valor desde generación hasta integración tecnológica y almacenamiento.

El evento se celebra en un contexto de transformación acelerada para el mercado colombiano. Según datos oficiales, el país alcanzó en junio de 2025 una capacidad solar fotovoltaica instalada de 2030 MW, lo que representa un incremento del 59 % en relación con el año anterior. 

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. 

Con este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta para este año la incorporación de 697 MW adicionales, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión estimada superior a los 500 millones de dólares. 

Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la necesidad de acelerar soluciones en almacenamiento, regulación y planificación de redes.

En este sentido, la participación de empresas especializadas adquiere un rol estratégico. Risen Energy, a través de su unidad especializada en almacenamiento de energía Risen Storage, presentará avances en sistemas de baterías de alta densidad y larga vida útil, pensados para estabilizar la red, optimizar el consumo y mejorar la integración entre generación y almacenamiento, reforzando el compromiso de Risen Energy con la transición energética global y la eficiencia del sector solar.

Dentro de su portafolio, el sistema iCon destaca por su diseño modular, capacidades de monitoreo inteligente y refrigeración líquida, con potencias de 100 kW/215 kWh y 125 kW/261 kWh, ofreciendo una solución robusta para plantas a gran escala. Estas tecnologías apuntan directamente a los desafíos actuales de Colombia y otros países de la región.

Por su parte, BLC Power Generation se posiciona como un actor clave en la implementación de proyectos híbridos, integrando renovables, almacenamiento y microredes para lograr mayor flexibilidad y eficiencia operativa. 

La empresa ya ha implementado soluciones de monitoreo, control y automatización, tanto en plantas renovables como en entornos industriales. Y su enfoque modular y adaptable permite responder con agilidad a los marcos regulatorios locales, acelerando la puesta en marcha de proyectos y reduciendo el OPEX mediante herramientas de analítica avanzada.

A lo largo de dos jornadas, FES Colombia desarrollará paneles de alto nivel centrados en temas como los pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la visión estratégica de CEOs sobre el futuro energético colombiano, el rol de los inversores y líderes tecnológicos, y el escalamiento del almacenamiento energético vinculado a renovables. 

También se abordará el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore, así como los desafíos en materia regulatoria y política pública, junto con las metas de descarbonización e incentivos en LATAM.

Con una agenda técnica y multisectorial, FES Colombia se consolida como el punto de encuentro más relevante para las decisiones estratégicas del sector energético latinoamericano. A través de sus espacios de debate y networking, el evento reúne a las empresas más influyentes, junto con tomadores de decisión públicos y privados, para fomentar acuerdos y colaboraciones que permitan acelerar la transición energética en toda la región andina.

La entrada El ecosistema renovable de LATAM se consolidará en FES Colombia con más de 500 líderes se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina adjudicó más proyectos BESS en la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.

Los proyectos designados son BESS Chingolo Sull (24 MW) y BESS Brown (22 MW), de las firmas Sullair y Rowing, respectivamente; ambos en las redes del AMBA de Edesur y a un precio de USD 12591 MWmes.

¿A qué se debe esta decisión? Tras haber adjudicado a 10 sistemas BESS por 667 MW en primera instancia a finales de agosto, el gobierno invitó a otros proyectos a mejorar sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones). 

Sullair y Rowing aceptaron dicha propuesta para las centrales mencionadas, reduciendo los precios de BESS Chingolo Sull por USD 1309 MWmes (originalmente ofertó USD 13900 MWmes) y BESS Brown por USD 1609 MWmes (previamente era de USD 14200 MWmes).

Aunque cabe aclarar que hubo otras tres ofertas que declinaron la iniciativa del gobierno, incluyendo un proyecto de Rowing (BESS Perito Moreno – 18 MW), Genneia (BESS Bancalari – 30 MW) y MSU Green Energy (BESS Almirante Brown – 128 MW). 

Tras esta nueva asignación, la potencia total adjudicada en la licitación AlmaGBA de Argentina se eleva de 667 MW a 713 MW, ampliando en 213 MW el objetivo inicial (la convocatoria apuntaba a 500 MW). 

Además, la capacidad a instalar en las redes de Edesur aumenta de 167 MW a 213 MW, repartidos en cinco centrales; mientras que por el lado de Edenor se mantiene en 500 MW a lo largo de siete sistemas de baterías. 

Por otro lado, la Secretaría de Energía de la Nación modificó el reintegro del esquema de pagos, estipulado en el Artículo 22.7 del PBC, en función de la siguiente progresión de acuerdo a la fecha de habilitación comercial (COD):

• Hasta el 31 de agosto de 2026; 100%
• Hasta el 31 de agosto de 2027; 75%
• Hasta el 31 de diciembre de 2028; 50%

También el gobierno creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica (RENPALMA), donde deberán inscribirse todos los sistemas BESS conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

La Subsecretaría de Energía Eléctrica, a través de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica, será la responsable de gestionar el RENPALMA. En tanto que los titulares de los proyectos inscriptos en el RENPALMA deberán mantener actualizada toda aquella información consignada o cualquier modificación, comunicando a la Dirección Nacional de Generación Eléctrica. 

La entrada Gobierno de Argentina adjudicó más proyectos en la licitación de baterías AlmaGBA se publicó primero en Energía Estratégica.

AES Argentina consolida su estrategia de crecimiento centrada en nuevos proyectos de generación renovable no convencional  (ERNC) con un pipeline en desarrollo que suma 800 MW de capacidad y que se divide en diferentes puntos del país. 

“El pipeline está repartido en 500 MW eólicos y 300 MW solares. Los desarrollos eólicos están ubicados principalmente en la provincia de Buenos Aires y los solares en el noreste del país, porque son aquellos lugares donde queda capacidad de transmisión disponible”, explicó Agustina Jefremov, gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios de AES Argentina.

“El pipeline tiene proyectos en distintas etapas de desarrollo, subdividido en early, mid y late, según la cercanía de cada uno a su fase constructiva”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

¿De qué depende su avance? Más allá de muchas instancias internas en AES, hay cuestiones externas que se refieren a estabilidad macroeconómica, cuestiones regulatorias, disponibilidad de la red para inyectar la energía a generar y tipos de contratos que se puedan firmar. 

Además, el financiamiento es un punto clave. “Toda esa es la rueda que tiene que girar para poder ir desarrollando”, señala, en referencia a las condiciones necesarias para dar viabilidad financiera a los emprendimientos.

“Además, el desarrollo lleva entre dos y tres años, dependiendo del tipo de tecnología y de la provincia en la que se trabaje. Esto incluye permisología, estudios eléctricos e ingeniería de detalle, entre otros aspectos”, complementó Jefremov. 

En paralelo a la gestión del pipeline, AES Argentina avanza en la ampliación de su parque eólico Vientos Bonaerenses, ubicado en Tornquist, con lo que duplicará su capacidad instalada actual, pasando de 100 MW a 200 MW. 

El nuevo desarrollo se sitúa en el límite entre Tornquist y Bahía Blanca, y forma parte de su estrategia para aumentar la potencia renovable operativa. Y la construcción generará cerca de 400 empleos directos durante los 18 meses de obra.

Según detalló la gerenta de Asuntos Corporativos y Regulatorios, la obra comenzará en octubre con la etapa civil, y el montaje de aerogeneradores se realizará a inicios del próximo año, con miras a su entrada en operación comercial a fines del 2026 o inicios del 2027. 

Las turbinas serán provistas por Vestas, que instalará 16 unidades del modelo V162-6.4 MW, con una altura de buje de 125 metros. Y el contrato incluye no solo la provisión e instalación, sino también la operación y mantenimiento durante 10 años, bajo un acuerdo AOM 5000, que garantiza altos estándares de disponibilidad, seguridad y rendimiento operativo.

“Una vez esté operativa la ampliación del parque eólico Vientos Bonaerenses, tendremos 300 MW de capacidad eólica instalada (200 MW ya en funcionamiento), sumado a que tenemos 1,2 GW de centrales hidroeléctricas”, indicó Jefremov. 

BESS y transmisión: visión estratégica en evaluación

En cuanto a almacenamiento, la empresa aún no tiene planes definidos, pero sí mira con atención a dicha tecnología y posibilidades de inversión que puedan surgir en el futuro, de manera que analiza la incorporación de sistemas BESS asociados a proyectos de generación. 

Por el momento, el foco de crecimiento de AES Argentina está en la generación, aunque la opción de sumar baterías a alguno de los desarrollos del pipeline sigue en evaluación: “Por ahora lo seguimos estudiando, pero no hay nada decidido respecto a baterías”, puntualizó la especialista.

Mientras que por el lado de la infraestructura eléctrica, elemento clave para la expansión de las renovables en el país, Jefremov comentó que la compañía no tiene previsto ingresar directamente al negocio de la transmisión, aunque monitorean de cerca la evolución del sector para detectar oportunidades. 

Además del crecimiento en renovables no convencionales, la ejecutiva subraya que AES también mantendrá presencia en el segmento hidroeléctrico: “El foco es continuar con los renovables. Incluso están los vencimientos de las concesiones hidroeléctricas de este año también, y participaremos en la licitación hidroeléctrica de Alicurá”.

La entrada AES Argentina impulsa un pipeline de 800 MW renovables entre proyectos eólicos y solares se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante el Future Energy Summit (FES) Perú, más de 400 líderes del sector energético —incluyendo referentes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales— debatieron estrategias para consolidar un nuevo mapa de inversiones renovables en el país.

En ese marco, Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, trazó una hoja de ruta clara: integración tecnológica, colaboración en la cadena de valor y visión a largo plazo como herramientas para reducir costos y aumentar la competitividad del sector solar.

“No se consigue si no es con colaboración, comunicación y una idea clara de que tenemos que ser un sector tremendamente competitivo”, manifestó el CEO, al referirse al descenso global en los costos del EPC, que hace veinte años superaba los 7 dólares por vatio pico y hoy se sitúa por debajo del dólar.

Solar Steel tiene presencia en Perú desde 2012, cuando suministró los dos primeros proyectos con tracker en el país. “Es un país que conocemos realmente bien. Conocemos los desafíos y la problemática principal que puede haber en los proyectos”, resaltó Atassi. Desde entonces, la empresa ha desplegado en el país una multiplataforma de productos que incluye tanto estructuras fijas como trackers, con configuraciones de uno o dos paneles en vertical.

“Lo que más nos gusta es que hemos tenido una recurrencia continua en el país, trabajando con nuestros clientes más cercanos que han vuelto a depositar su confianza de forma constante y repetida. Creo que ese es nuestro mejor aval”, subrayó el CEO, reforzando el posicionamiento de la empresa como un actor confiable y consolidado en el mercado solar peruano.

Actualmente, Solar Steel proyecta superar el gigavatio (1 GW) de suministro acumulado en Perú hacia fines de 2025, con más de 20 proyectos entregados y ejecutados. Esta proyección se apoya en una estrategia centrada en reducir los plazos de implementación, minimizar costos operativos e integrar soluciones de manera efectiva con el resto de la cadena de valor.

“Cuando los componentes de una instalación fotovoltaica sean más integrables y menos aislados, vamos a un mejor escenario de competitividad de costes y planificación”, afirmó Atassi. Según su visión, una coordinación más estrecha entre desarrolladores, fabricantes, integradores y EPC permite evitar problemas por malos entendidos o errores de diseño preliminar, reduciendo riesgos y acelerando tiempos.

Pero el CEO también puso el foco en una de las mayores oportunidades estructurales para Perú: la necesidad de una planificación energética estratégica. Aseguró que la regulación es uno de los principales drivers para atraer inversión extranjera, ya que “el dinero es miedoso” y la inseguridad jurídica puede frenar el despliegue renovable.

“Tiene que haber una política energética clara del país. La matriz energética tiene que ser algo estratégico a largo plazo, que compense el crecimiento de la oferta con la demanda”, sostuvo, y advirtió que el desacoplamiento entre ambos elementos es uno de los factores que genera el llamado curtailment, una preocupación transversal en la región.

Además, en el contexto actual, Perú cuenta con una ventaja clave frente a otros países que desarrollaron renovables en etapas previas: el almacenamiento ya es una tecnología madura y competitiva. Para Atassi, esto puede ser un elemento determinante para el éxito de la transición energética local.

“Hacerlo en este momento, donde tenemos un arma tecnológica que permite evitar muchos de los problemas del pasado, no es fácil. Pero claramente es una oportunidad que no han tenido muchos otros países”, explicó, señalando que gestionar una red con una matriz importante de energías intermitentes ahora es más viable gracias al avance de las baterías.

El CEO también llamó a mirar experiencias internacionales y aprender de los errores y aciertos en otros mercados, para no repetirlos. Sostuvo que Perú está ante una “posibilidad histórica” gracias a su recurso solar privilegiado y al momento incipiente que vive el sector renovable.

En resumen, la visión de Solar Steel se construye desde la experiencia acumulada, pero con un enfoque claramente tecnológico, integrado y competitivo. La compañía no solo apuesta por suministrar más megavatios, sino por hacerlo con una propuesta de valor completa, adaptada al contexto actual y con la mirada puesta en un futuro energético sostenible para el país andino.

La entrada Solar Steel acelera su estrategia para mejorar eficiencia e integración en proyectos solares en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

La compañía española Negratín Global Services proyecta que Colombia seguirá siendo uno de los principales mercados de crecimiento en Latinoamérica, con una demanda centrada en nueva capacidad de generación. 

Su director general, David Torrego Fernández, destacó que el país ofrece oportunidades significativas para la expansión de proyectos de gran escala, donde la necesidad de nueva potencia convierte a Colombia en un destino estratégico para inversiones en energía solar.

“Estamos cerrando proyectos cercanos a los 200 MW y vemos este mercado como uno de los más dinámicos de la región”, aseguró en diálogo con Energía Estratégica, y aclaró que el desarrollo solar será protagonista y habrá menos hibridación, ya que «la prioridad del sistema es aumentar la generación eléctrica”.

Más allá del mercado colombiano, la compañía identifica un escenario favorable en otros países de la región. En Chile acumula 960 MW construidos, en México suma 683 MW, mientras que en Perú, Panamá, Bolivia y Honduras desarrolla proyectos que fortalecen su presencia en más de 10 países y con más de 4,5 GW renovables ejecutados a nivel global.

Sin embargo, uno de los principales desafíos en Latinoamérica radica en la escasez de mano de obra cualificada y subcontratistas especializados, lo que encarece los costes y retrasa los plazos de ejecución. Para afrontar este reto, Negratín establece alianzas locales con empresas subcontratistas y proveedores locales que acompañan su pipeline internacional y le permiten mantener eficiencia y competitividad en los proyectos.

El modelo de EPC integrado in-house —que abarca ingeniería propia, construcción, infraestructuras de evacuación y O&M— junto con la digitalización mediante gemelo digital otorgan a la compañía una ventaja competitiva en el mercado latinoamericano, optimizando costes y garantizando la trazabilidad y seguridad en la operación.

En cuanto a los avances concretos, Negratín ya suma 675 MW construidos en Colombia, con proyectos recientes como los 187 MWp en Atlántico para Enel Colombia bajo modalidad BOS y los 125 MWp también en Atlántico para Isagen, desarrollados en formato EPC + líneas de transmisión + subestación + O&M.

En 2025, además, la compañía conectó su primer proyecto propio en el país como Independent Power Producer (IPP).

El crecimiento también se ve respaldado por la incorporación de TiLT Capital Partners y SWEN Capital Partners a su accionariado con el 38% del capital. “Este salto cualitativo nos da músculo financiero para crecer como contratista general y como productor de energía”, enfatizó Torrego, lo que permitirá acelerar la construcción de plantas propias y abordar proyectos de mayor envergadura.

La compañía, que superó los 100 millones de euros de facturación en 2024, anticipa que 2025 será su mejor año histórico, con cifras de negocio más ambiciosas y una plantilla en expansión.

Con este respaldo, Negratín se prepara para jugar un papel clave en la transición energética latinoamericana, donde Colombia emerge como mercado central y países como Chile y México complementan un portafolio en rápida expansión.

La entrada Colombia concentra el 20% de la potencia solar ejecutada por Negratín que abre paso a proyectos propios se publicó primero en Energía Estratégica.

PCR, empresa argentina con más de 100 años de historia que opera en los sectores de petróleo y gas, energías renovables y cemento, y ArcelorMittal Acindar, empresa líder en Argentina en la producción de aceros, seleccionaron a Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, presente en Argentina desde hace más de 30 años, como socio estratégico para el desarrollo del parque eólico Olavarría, el primer parque eólico aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en Argentina. 

El parque eólico Olavarría estará ubicado en provincia de Buenos Aires y tendrá una capacidad instalada total de 186 MW – lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa

Para su desarrollo, Vestas se encargará de la provisión e instalación de 29 aerogeneradores modelo EnVentus V162 6.4MW, con una altura de buje de 125 metros. Este modelo se destaca por tener el mayor tamaño de rotor en el portafolio de Vestas, con un área de barrido de más de 20.000 m², lo que permite una producción energética líder en la industria y un alto factor de capacidad, incluso en sitios con vientos bajos a medios.

Este nuevo proyecto renovable contribuirá con el país al reducir 300.000 toneladas de CO₂ por año, lo que equivale a la capacidad de absorción de 14 millones de árboles, promoviendo una economía más verde y competitiva. 

Además fue diseñado para maximizar la producción energética y oferecer métricas de sostenibilidad líderes en la industria:

• Huella de carbono: solo 6.2 g CO₂e/kWh
• Retorno energético: 6.5 meses
• Reciclabilidad: 84%
• Retorno energético de por vida: 37 veces

Tal como mencionó Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar, “el PE Olavarría permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de las operaciones de Acindar en Argentina, evitando la emisión de 300.000 toneladas de CO₂ anuales, equivalente a lo que absorberían 14 millones de árboles.

Martín Federico Brandi, CEO de PCR señaló que “ese parque fortalece nuestro compromiso y protagonismo con la transición energética del país para constituir una matriz eléctrica más confiable, limpia y competitiva para las industrias, y al mismo tiempo, presenta a PCR como una solución disponible y sustentable ante la demanda de electricidad que está registrando el país a partir del crecimiento de la economía”. 

Está previsto que los componentes principales del parque eólico se encuentren instalados durante el primer trimestre de 2026, mientras que el proceso de puesta en marcha de las turbinas se llevaría a cabo en el tercer trimestre de ese mismo año.

Una vez finalizada la instalación de las turbinas, Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.

“Nos enorgullece ser, una vez más, aliados de PCR para, junto a ArcelorMittal Acindar, desarrollar proyectos clave para la descarbonización de nuestro país. Nuestro know how global, sumado al profundo conocimiento y experiencia de nuestro equipo local, y nuestro foco en la calidad y seguridad, nos permiten acompañar a nuestros clientes en sus desafíos y objetivos estratégicos”, señaló Andres Gismondi, Country Head de Vestas Argentina y vicepresidente de Negocios de Vestas para el Cono Sur y el Norte de Latinoamérica.

“Desde Vestas, vemos con mucha expectativa como el RIGI está creando las condiciones necesarias para que los proyectos se materialicen impulsando la transición energética y todo lo que esa evolución conlleva – y el parque eólico Olavarría es un ejemplo de esto”, concluyó Gismondi.

Ampliación del complejo eólico Mataco

PCR también ha confiado en Vestas para la ampliación del complejo eólico Mataco, ubicado en Tornquist, provincia de Buenos Aires. Vestas será responsable de la provisión e instalación de 5 turbinas eólicas modelo EnVentus V162-6.2 MW, con una altura de buje de 125 metros. Esta tecnología de última generación aportará una capacidad instalada eólica de 31 MW que, sumada a los 239.44 MW que ya tiene el proyecto, alcanzará los 270.4 MW. Se prevé que los principales componentes eólicos estén en sitio en el primer trimestre de 2026 y que la puesta en marcha de las turbinas (commissioning) se realice en el primer trimestre de 2027.

Vestas también se encargará de la operación y mantenimiento del PE Mataco III bajo un contrato AOM 5000 de alcance total por 25 años, que garantiza los más altos niveles de disponibilidad, seguridad y rendimiento operacional.

La entrada Vestas fue elegida por PCR y ArcelorMittal Acindar para el desarrollo del Parque Eólico Olavarría se publicó primero en Energía Estratégica.

La Semana Internacional de la Electrificación y la Descarbonización, que supondrá la celebración conjunta de GENERA y MATELEC, ha confirmado el dinamismo de dos sectores estratégicos en el proceso de la transición energética. Así, estas dos ferias ya cuentan con más de 800 empresas expositoras confirmadas procedentes de 26 países diferentes, en una superficie que alcanza los 34000 metros cuadrados.

La unión de estas dos convocatorias significará la celebración de la mayor plataforma comercial y de innovación del sur de Europa en energías renovables, electrificación y soluciones tecnológicas para la industria eléctrica.

En total, las ferias congregarán a más de 800 expositores directos, de los cuales el 61% son españoles y el 39% internacionales. Un reparto que refleja tanto la fortaleza del tejido empresarial nacional como el creciente interés de los mercados exteriores en participar en este escaparate de referencia para la industria energética y eléctrica.

Un programa de actividades al servicio de la transición energética

La programación de actividades refuerza el papel de ambas ferias como espacios de encuentro profesional y de debate en torno a la descarbonización, la digitalización y la electrificación. Entre los contenidos más relevantes destaca dentro del I Congreso de la Semana de la Electrificación y la Descarbonización, la participación del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 

En el programa también se incluirán las jornadas de APPA Renovables sobre eólica, fotovoltaica, almacenamiento, gases renovables y electrificación. A ello se suma una jornada sobre el sistema eléctrico, bajo el título “¿Qué red eléctrica necesitamos? Reflexiones de los agentes del sector”, en la que participan las principales asociaciones e instituciones sectoriales.

También tendrán lugar una jornada del vehículo eléctrico, impulsada por AEDIVE, así como la mesa de debate sobre rehabilitación eléctrica en la vivienda en la que se presentará el Informe OREVE 2025 liderado por AFME y ADIME.

Además, GENERA y MATELEC reunirán una amplia variedad de foros y encuentros sectoriales como el Foro Genera Solar de UNEF, el espacio El mundo del instalador de FENIE o el Foro CAE’S, impulsado por ANESE y A3E que se celebrarán entre los pabellones 3, 4, 6, 8 y 10 junto con el Centro de Convenciones Norte, donde se realizarán actividades con temáticas como la Cogeneración, el Hidrógeno, Energía Eólica, Flexibilidad en los mercados, entre otros.

Todas estas actividades confirman el valor de las ferias como puntos de convergencia de conocimiento, innovación y colaboración empresarial.

Galería de Innovación en GENERA y MATELEC

 La Galería de Innovación vuelve en una nueva edición, la undécima para GENERA y la primera en el caso de MATELEC, en la que se reconocerán los avances más relevantes en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica y mostrará propuestas de equipos y proyectos punteros en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica. En este espacio se podrán presentar no solo proyectos de investigación, sino también equipos tecnológicos innovadores en eficiencia energética, energías renovables e instalación eléctrica.

Las inscripciones están abiertas hasta el 15 de octubre de 2025:

 Organizadas por IFEMA MADRID, GENERA y MATELEC se consolidan como un hub estratégico para el avance de la sostenibilidad, la eficiencia energética y la electrificación. Su capacidad para atraer empresas nacionales e internacionales, así como su papel en la generación de debate y transferencia de conocimiento, sitúan a estas ferias como referentes indiscutibles para los sectores eléctrico y energético.

Descubre todas las novedades de GENERA y MATELEC en sus páginas web.

La entrada GENERA y MATELEC consolidan su liderazgo en el sector energético y eléctrico con más de 800 empresas confirmadas se publicó primero en Energía Estratégica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebró la X Semana de la Energía en Santiago de Chile. El evento propuso un nuevo formato para mejorar el diálogo técnico y político en la región a lo largo de encuentros con actores estratégicos del sector productivo y resoluciones ministeriales que marcarán el rumbo técnico de la integración energética en LATAM.

Bajo ese contexto, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y puso énfasis en el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en el país y cómo el país se posicionó a la vanguardia en la materia. 

“La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, aseguró. 

“Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado, por una agenda para movilizar este volumen de inversión”, agregó. 

El funcionario confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. 

Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050. 

“Es una meta muy importante porque tiene efecto inmediato, de alguna manera en los precios mayoristas, que afectan la actividad económica. Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones; es decir que son sumas muy importantes de inversión privada y con mucho impacto positivo para las regiones del país”, señaló Pardow. 

Y cabe recordar que fue el propio ministro de Energía quien reveló que la instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país, por lo que el hecho de estabilizar los ingresos en el mercado mayorista resulta un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos

Además, el titular de la cartera energética de Chile valoró la Semana de la Energía como un espacio clave para evaluar políticas de largo plazo, en colaboración entre el sector público y privado, organizaciones de la sociedad civil y entidades de varios países de LATAM. 

“Esta semana es una manera de tratar de separarse de lo urgente para mirar cosas importantes como la integración y nuestras políticas públicas”, expresó en conversación con este portal de noticias. 

Reajuste estratégico del Plan de Descarbonización

Durante la X Semana de la Energía, el gobierno chileno presentó la versión final del Plan de Descarbonización. El documento incluye 28 medidas estructuradas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.

Pardow aseguró que el plan refleja el espíritu de la política energética y climática del país, considerando que años atrás se asumió el compromiso de retirar todas las centrales termoeléctricas a carbón hacia 2040.

El proceso comenzó por las unidades más antiguas, pero luego el país debió cerrar centrales activas que prestaban servicios al sistema y, por tanto, ese cambio evidenció nuevos desafíos.

Pardow reconoció que el país subestimó el tamaño de la tarea. “A mitad de camino, nos dimos cuenta de que la otra mitad de la tarea era más difícil que la primera”, señaló.

Por tal motivo es que el ministro identificó tres dimensiones críticas en el proceso: el impacto en el empleo y en la economía local, la necesidad de coordinar los retiros con nuevas líneas de transmisión y la importancia de reutilizar la infraestructura ya existente.

“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización de la infraestructura existente, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, afirmó el ministro.

La entrada Pardow desde la Semana de la Energía: “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar” se publicó primero en Energía Estratégica.

El aumento sostenido de la demanda eléctrica en Perú está redefiniendo el mapa energético del país y plantea un nuevo ciclo de inversiones. Según Marco Fragale, CEO de Orygen, el crecimiento proyectado, impulsado principalmente por la actividad minera e infraestructura, obligará al sector a acelerar el desarrollo de nuevas plantas, especialmente de fuente renovable.

“Lo que estamos viendo es un incremento de demanda que se viene muy fuerte. Se habla de un 3,8% de incremento hacia 2026”, manifestó el directivo y estimó que la demanda podría superar los 12 TWh adicionales entre 2025 y 2030. Sin embargo, destacó que se trata de una previsión bastante conservadora, considerando la cantidad de proyectos mineros que podrían concretarse en los próximos tres a cinco años, lo que incrementaría aún más la demanda energética del país.

En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, donde más de 400 líderes del sector analizaron las estrategias para consolidar un nuevo modelo de transición energética, Fragale remarcó que el país necesita desarrollar tecnología competitiva y limpia. “Todas las plantas que vemos son renovables, porque efectivamente la tecnología renovable en este momento es la más competitiva”, afirmó.

Desde Orygen —antiguamente conocida como Electrolima, Edegel y luego Enel Generación Perú— apuestan por un portafolio diverso, con acceso a las cuatro tecnologías principales: hidráulica (13 plantas), térmica, solar y eólica. “Somos el líder en renovables en el Perú”, subrayó Fragale. Esa estrategia incluye una cartera priorizada de 3 GW de nuevos proyectos renovables, divididos en solar, eólica e híbridos. “Más o menos podría ser un 50 y 50. Puede ser un poco más de eólico que solar”, detalló.

Además de la diversificación, la compañía trabaja en mantener altos niveles de eficiencia en sus plantas. La confiabilidad, aseguró, se apoya en esa diversificación tecnológica, que permite responder a los desafíos operativos y de mercado.

Sin embargo, Fragale advirtió sobre los obstáculos normativos que podrían frenar esta transformación. “Hay cosas que no se pueden llevar adelante sin tener normas claras, transparentes y bien reglamentadas”, sostuvo. Y puso el foco en la falta de agilidad en los permisos, que afecta tanto a los proyectos de generación como de transmisión o distribución. “No podemos pensar en crecer a tasas de PBI más altas si no se da una agilidad de permisos. En este momento yo personalmente estoy viendo que tenemos problemas”, alertó.

Otro punto crítico para la transición energética en Perú es el desarrollo de servicios complementarios, fundamentales para incorporar almacenamiento en gran escala. “Es difícil que se pueda desarrollar storage de manera económica y sostenible en este momento”, consideró el CEO de Orygen. Pero también reconoció avances: “Se están dando los cambios, en particular en cuanto a este mercado de servicios complementarios”.

Para Fragale, la implementación de un marco claro que permita precios de referencia competitivos para los servicios complementarios será clave. “Eso tiene que ser el mercado. Tiene que ser neutral tecnológicamente, para que la tecnología mejor pueda dar el servicio que se necesita”, explicó. En ese sentido, las baterías emergen como una solución viable. “Las tecnologías de servicios complementarios y la batería en este caso son además muy competitivas”, destacó.

La seguridad energética, en su visión, dependerá de que el sistema pueda adaptarse a una creciente penetración renovable sin perder confiabilidad. “No hay geografías en el mundo donde la penetración renovable no se haya dado con todo un reglamento que garantice confiabilidad al sistema”, señala.

A esto se suma el rol clave del cliente en la transición energética. Orygen comenzó a entregar certificados verdes a sus clientes en 2019 y la evolución ha sido contundente. “En 2019 entregamos dos certificados verdes por 100 GWh. En 2024 entregamos 35 certificados por un tera y medio. En lo que va del 2025 ya hemos distribuido 40 y esperamos cerrar el año claramente con más de 40”, ejemplificó. Para Fragale, el cliente ya está liderando la transición: “Quiere acceso a energía competitiva, confiable, pero sostenible también”.

Además, considera que en el futuro cercano, los clientes serán protagonistas en la estabilidad del sistema. “Particularmente en los servicios complementarios, el cliente va a ser fundamental en ayudar a la confiabilidad del sistema”, afirmó.

Finalmente, el CEO de Orygen aseguró que el momento para actuar es ahora. Después de años de exceso de oferta y precios bajos, el mercado renovable peruano está mostrando signos de fuerte dinamismo. “Estamos viendo mucho más desarrollo en energía renovable, claramente por un tema también de demanda futura que se viene”, afirmó. Y concluye: “Es el momento de mirar bien al desarrollo renovable de un lado, pero también de tecnologías que puedan dar la confiabilidad al sistema del otro lado”.

La entrada Orygen apuesta por nuevos 3 GW renovables y advierte que sin reglas claras no habrá transición energética real se publicó primero en Energía Estratégica.

La X Semana de la Energía concluyó en Santiago de Chile, consolidando su rol como el foro más influyente del sector energético en América Latina y el Caribe.

Organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministerio de Energía de Chile, el BID, CAF, el Banco Mundial y GET.transform, la edición reunió a más de 2500 participantes de 49 países, con la participación de 220 panelistas y 160 organismos internacionales. Durante cuatro jornadas de trabajo, se desarrollaron 60 horas de debate sobre la agenda energética regional.

En este contexto, se celebró la Reunión Anual de Ministros y Ministras de Energía de los 27 países miembros de OLADE, donde se alcanzaron acuerdos clave para el futuro de la integración energética y se aprobaron Decisiones Ministeriales sobre cuatro ejes fundamentales: energía y trabajo, diálogo para la convergencia regulatoria regional, transición energética justa con las comunidades cercanas a proyectos, y almacenamiento de energía eléctrica.

También se acordó una meta común para alcanzar el 95% de cobertura en tecnologías de cocción limpia, respetando las rutas particulares de cada país.

En la misma reunión, se confirmó la reelección de Andrés Rebolledo Smitmans como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, y se oficializó el traspaso de la presidencia de OLADE de Belice a Barbados, manteniendo el liderazgo regional en el Caribe.

Al cierre del evento, Rebolledo comentó a Energía Estratégica la amplitud y profundidad de la convocatoria: “Fue una semana muy productiva, donde se discutió la agenda energética de América Latina y el Caribe, con temas fundamentales como la modernización de redes, el almacenamiento, la descarbonización de la demanda, el hidrógeno verde y los combustibles sintéticos”.

El titular de OLADE también remarcó que el sector renovable será protagonista en los próximos años. “La solar y la eólica serán más dinámicas que en años anteriores. (…) Sin duda, la energía renovable seguirá siendo el puntal del desarrollo energético de la región”, aseguró.

Chile lideró con almacenamiento y descarbonización

Uno de los temas más destacados durante la Semana fue el avance de los sistemas de almacenamiento BESS en Chile. En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el ministro de Energía, Diego Pardow, subrayó que el país supo anticiparse a la baja de precios en estos sistemas. “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar, ya que hubo avances tecnológicos y cambios en el ensamblaje que permitieron la baja del precio”, explicó.

Esa oportunidad fue acompañada por una agenda regulatoria que movilizó miles de millones de dólares en inversión privada. “Desde el gobierno nos pusimos el desafío en una agenda regulatoria para aprovechar esa ventana de oportunidad, y hoy día vemos que valió la pena este esfuerzo conjunto sector público y privado”, sostuvo el funcionario.

Pardow confirmó que el país superará los 2 GW de almacenamiento operativo para enero de 2026, anticipándose cuatro años a la meta oficial de 2030. Además, con los proyectos en construcción, se proyecta que la capacidad instalada alcance los 8,6 GW en 2027, superando ampliamente la meta de 6 GW para 2050. “Cada gigavatio de almacenamiento supone un billón de dólares de inversiones”, destacó.

Según el ministro, la instalación de sistemas BESS redujo hasta “USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones del país”, lo que representó un cambio estructural en el mercado.

Durante el evento también se presentó la versión final del Plan de Descarbonización de Chile, que incluye 28 medidas distribuidas en cuatro ejes: rediseño del mercado mayorista, cambios normativos, nuevos modelos contractuales y herramientas fiscales.

El gobierno identificó tres desafíos principales: el impacto económico y laboral, la coordinación con nuevas líneas de transmisión y la reutilización de infraestructura existente.

“Como país, poníamos el mismo valor a la creación de nuevas infraestructuras que a la reutilización, y eso no hacía sentido. Pero en vez de bajar los brazos, decidimos reimpulsar esto y nos queremos demorar menos”, expresó el ministro.

Por su parte, el Presidente de la Nación de Chile, Gabriel Boric, abrió la Semana con un discurso donde valoró la cooperación regional en materia energética. “La energía es al siglo XXI lo que los trenes fueron al XIX”, manifestó. El mandatario destacó que el 70% de la electricidad en Chile proviene de fuentes limpias y ratificó el objetivo de llegar al 100% en 2050.

Boric subrayó el impacto social de la transición energética, al destacar el caso del parque solar comunitario en Talagante, que permitió un ahorro de 200.000 pesos chilenos por hogar. “La transición energética tiene rostro ciudadano”, afirmó, al resaltar también el programa de eficiencia energética en escuelas rurales, que benefició a miles de estudiantes.

La diversidad de actores presentes —gobiernos, empresas, ONGs, universidades, sindicatos, jóvenes y mujeres— también fue resaltada por OLADE como uno de los activos más importantes del evento. “Creamos una red de mujeres por la energía para cerrar brechas y generar mayor cohesión social”, indicó Rebolledo.

Con el cierre de esta edición, OLADE anunció que la XI Semana de la Energía se celebrará en República Dominicana en octubre de 2026, proyectando la continuidad de este foro clave para la integración y cooperación energética regional. “La Semana de la Energía se convirtió en un verdadero laboratorio de ideas y una plataforma que proyecta el futuro energético de América Latina y el Caribe hacia un modelo más sostenible, inclusivo e integrado”, concluyó la organización.

La entrada OLADE y Chile cierran edición histórica de la X Semana de la Energía con nuevas metas se publicó primero en Energía Estratégica.

La tercera licitación del Plan de Expansión de Transmisión (PET-3) en Guatemala atraviesa un momento crítico. Desde la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE), se advierte que el proceso actual despertó un escaso interés entre los actores del sector privado: únicamente tres oferentes adquirieron las bases de licitación, lo cual representa una participación muy reducida.  

A pesar de que existe un gran interés por el desarrollo de proyectos de transmisión, los actores del sector se muestran escépticos a participar en la presente licitación. Según David Cabrera, Presidente de AGTE, los transportistas agremiados consideran que hoy predominan más los riesgos que las oportunidades percibidas, lo que explica la baja participación. El Directivo advierte que: “Si la próxima licitación PET-3 (segunda parte) o PET-4 no trae cambios estructurales que incentiven la participación de los transportistas, será la crónica de una muerte anunciada”.

La nueva fecha para la presentación de ofertas, originalmente prevista para el 2 de octubre, fue aplazada al 7 del mismo mes. AGTE ha identificado este ajuste como meramente administrativo y no representa una modificación sustancial en las condiciones de la licitación. Para los agentes transportistas, las preocupaciones van más allá de temas de forma, del total de observaciones presentadas a las Bases de Licitación por parte de los agremiados de AGTE, solo alrededor del 30% fueron parcialmente atendidas y el 70% restante no fue recogido por las autoridades.

Entre los temas que quedaron con una respuesta parcial destaca el manejo del riesgo en aspectos como las servidumbres y la fuerza mayor. “El riesgo sigue estando del lado del oferente y no hay mecanismos concretos que permitan resolverlo”, advierte Cabrera. Además, aunque se reconoce la existencia de sobrecostos en las servidumbres, estos se trasladan bajo la figura del peaje y no como canon, lo cual, a criterio de la Asociación, desincentiva la inversión al no garantizar una adecuada retribución. 

Otro de los puntos que no se tomaron en cuenta dentro de las observaciones presentadas se refiere a la poca adaptación de los contratos a las situaciones técnicas de fuerza mayor, ya que las cláusulas propuestas no permiten ajustes al contrato durante la ejecución del proyecto. El Presidente de AGTE recuerda que ningún proyecto de transmisión se desarrolla exactamente en campo como ha sido planificado en escritorio, por lo que la ausencia de flexibilidad para ajustar las condiciones de las obras a la realidad en campo puede comprometer la viabilidad de las obras. 

Tampoco se atendió la preocupación de los agentes transportistas en relación con los elevados montos exigidos para la garantía de cumplimiento, que debe presentarse mediante cartas de crédito stand by. Estas garantías deben mantenerse vigentes desde la fecha de su emisión hasta la entrada en operación comercial del proyecto de transmisión, lo que implica costos significativos de mantenimiento que recaen íntegramente sobre los oferentes.

También se cuestiona la estructura de licitación por grandes lotes completos, en lugar de permitir múltiples ofertas por proyectos individuales. Los agremiados de AGTE propusieron oportunamente que se valorara la posibilidad de ofertar por obras y no por lote de obras, con lo cual se lograría mayor competitividad pues permitiría la participación de empresas más pequeñas. 

Riesgos inmediatos y estructurales para el sistema eléctrico

Según el gremio de transportistas, la falta de ofertas o participación mínima podría tener efectos inmediatos en el sistema eléctrico. Los proyectos del Lote A, por ejemplo, son esenciales para que los proyectos adjudicados en la licitación PEG-4 (Plan de Expansión de Generación adjudicados en 2023) puedan inyectar energía al sistema. 

En cuanto a los proyectos incluidos en el Lote 2, vinculados a la electrificación rural en zonas de alta necesidad como Quiché y Alta Verapaz, su no adjudicación dejaría sin cobertura a comunidades enteras ubicadas en zonas con una importante necesidad de electrificación. 

También el departamento de Petén, así como la Costa Sur, dependen de proyectos incluidos en esta licitación; la no ejecución de estos proyectos implicaría una merma significativa en la calidad del servicio hacia el usuario final.

Según Ana Beatriz Sánchez, Directora Ejecutiva de AGTE, el temor del sector privado se sustenta en datos concretos. En los últimos cinco años, el sistema de transmisión de Guatemala creció 454 km, de los cuales el 89% fue ejecutado por transportistas privados. De cara a los próximos 18 años, el país deberá sumar 5.560 km para acompañar el crecimiento de la demanda, lo que implica triplicar el ritmo actual de expansión.

A esto se suma el retraso en la evolución de tensiones clave: mientras la red de 230 kV se ha expandido, los niveles de 400 kV y 138 kV no muestran crecimiento, restringiendo la capacidad de transportar grandes bloques de energía y la redundancia del sistema.

En subestaciones, Guatemala incorporará apenas nueve entre 2023 y 2025, muy por debajo de las más de diez por año que requiere el país para cumplir su meta al 2043. La Directora advierte que ello evidencia una brecha crítica en la infraestructura de soporte del sistema de transmisión”.

Para revertir esta tendencia, AGTE propone una batería de cambios. Se plantea que se debe promover un ambiente de cooperación entre el Estado y los oferentes que permita reducir el riesgo de servidumbres y permisología a los oferentes, incluir mecanismos de salida y modificación de alcance en los contratos, reconocer costos reales -especialmente en servidumbres y trámites, permitir ofertas por proyectos, y no solo por lotes y, especialmente, desarrollar los mecanismos necesarios para agilizar la permisología estatal con garantías de tramitación exprés.

La AGTE ha identificado que si todo el riesgo continúa concentrándose en los oferentes, este se trasladará al canon de transmisión. Un canon elevado implica, en última instancia, mayores costos para los usuarios, cuando podrían lograrse tarifas más competitivas si los riesgos se comparten de manera balanceada. 

La entrada El sector privado advierte riesgos contractuales en la licitación de transmisión PET-3 de Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Yingli Solar participa en el PVBook 2025 con una propuesta clara: ofrecer soluciones fotovoltaicas de alta eficiencia y confiabilidad que respondan a los desafíos técnicos y financieros de los grandes proyectos. 

Sus módulos “Panda 3.0 Plus 720W” y “Panda 3.0 Pro 630W” se presentan como los principales productos del fabricante chino en esta edición del catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica, el cual  ya está disponible de manera gratuita y que reúne las últimas innovaciones del sector fotovoltaico a nivel global. 

Ambos modelos comparten una arquitectura tecnológica avanzada basada en células N-Type TOPCon, una tecnología que, según la compañía, ofrece mayor eficiencia, menor degradación y mejor rendimiento en condiciones extremas, como altas temperaturas y baja irradiancia.

“La propuesta cubre un amplio abanico de requerimientos técnicos y financieros”, destacan desde la firma, en relación a la diversidad de configuraciones que ofrecen: mientras que el modelo de 720 Wp emplea células de 210 mm x 210 mm, el de 630 Wp utiliza células de 186 mm x 186 mm, permitiendo adaptabilidad en función del tipo de proyecto y diseño del sistema.

Ambas versiones están diseñadas para maximizar rendimiento y durabilidad. Cuentan con pasivación de superficie y corte celular que reducen el riesgo de microcracks, encapsulantes de alta resistencia frente a los rayos UV y una optimización de materiales y diseño óptico que mejora la captación de luz en ambas caras del módulo.

También integran un diseño de montaje dual bolt+clamp, con tolerancia de carga de hasta 5400 Pa, un sistema de multibusbar que eleva la eficiencia de conducción eléctrica y una arquitectura de protección anti-rayos, con cableado y puesta a tierra de alta fiabilidad.

“La optimización de la reflexión en la cara posterior es otro de los elementos clave”, remarcan desde Yingli Solar, señalando el aporte adicional que esto genera en la generación bifacial, especialmente en instalaciones montadas sobre superficies reflectantes.

Una apuesta al mercado internacional desde el PVBook

La inclusión de estos módulos en el PVBook 2025 responde a la estrategia global de Yingli Solar de posicionarse como un actor de peso en los mercados internacionales, manteniendo a su vez una base sólida en China, donde hoy se concentra el 70 % de su capacidad de producción.

“Apuntamos a reforzar la presencia de la marca en mercados clave de Europa y América Latina”, aseguraron desde la empresa en anteriores encuentros y conversaciones con este portal de noticias, haciendo foco en países como España, Argentina, Perú, Chile, Guatemala y República Dominicana.

Con más de tres décadas de experiencia, la empresa también enfatiza que su nueva estrategia comercial estará centrada en la estabilidad financiera y el soporte técnico durante los 30 años que pueden durar sus garantías. Un valor cada vez más determinante en un contexto de mercado con fuertes oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos.

“El respaldo a largo plazo es tan importante como la eficiencia técnica”, señalaron, en referencia al compromiso que busca sostener la firma para ganar confianza en los desarrolladores de proyectos de gran escala.

Con módulos bifaciales que alcanzan hasta 720 Wp, tecnología N-Type TOPCon y diseños robustos pensados para condiciones exigentes, Yingli Solar se posiciona como una opción competitiva y confiable para el segmento utility scale y sistemas híbridos. La visibilidad internacional que ofrece el PVBook 2025 se convierte en una vitrina clave para esta apuesta tecnológica y comercial.

La entrada Panda 3.0 Plus y Pro: Yingli Solar refuerza su propuesta para utility scale con tecnología N-Type se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy reafirma su protagonismo en la transición hacia un futuro energético más limpio con la publicación de su Reporte de Sostenibilidad 2024. Energía, Integración, Liderazgo, Sostenibilidad, Innovación e Internacionalización son los pilares que sostienen lo que la compañía ha logrado y a lo que continuará apuntando.

Durante este año, 360Energy alcanzó logros en materia ambiental, social y económica, demostrando coherencia entre su visión de largo plazo y las acciones concretas que lleva adelante.

Entre los principales logros detallados en el Reporte se destacan: 

• 413 GWh de energía solar generada.
• 177.500 toneladas de  CO₂ evitadas.
• Inicio de operaciones en España, México y Brasil.
• Impulsó proyectos y acciones que transforman comunidades en La Rioja, San Juan, Catamarca y Buenos Aires.

El CEO para Hemisferio Sur de 360Energy, Federico Sbarbi Osuna, afirmó: «Durante 2024 evolucionamos de ser una compañía argentina con operación local para crecer con presencia en nuevos países».

«Esta transformación nos llevó a expandir nuestras operaciones a Brasil, México y España, lo que implicó reorganizar estructuras, incorporar talento en nuevos territorios, fortalecer la cultura organizacional y exportar así nuestros estándares de gestión más allá de nuestro país», agregó. 

Con este reporte, 360Energy refuerza su compromiso de seguir impulsando un modelo de negocio sostenible que crea valor para sus clientes, socios estratégicos y la sociedad.

La entrada 360Energy publica su Reporte de Sostenibilidad 2024: un año de logros ambientales, sociales y económicos en la transición energética. se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia dio un nuevo paso en su camino para convertirse en miembro de la Agencia Internacional de Energía (AIE), al sostener una reunión bilateral entre la delegación del Ministerio de Minas y Energía y la directora ejecutiva adjunta de la Agencia, Mary Warlick, en Santiago de Chile.

“Colombia está lista para asumir un rol activo en la AIE, como socio responsable, como voz regional y como país comprometido con una transición energética justa”, aseguró Gabriela Riaño, jefa de cooperación internacional del Ministerio de Minas y Energía. Agregó que esta adhesión le permitirá al país fortalecer su institucionalidad energética y proyectarse como puente entre América Latina y la comunidad internacional.

Durante el encuentro se resaltó el valor estratégico del estudio Net Zero en Colombia, elaborado en conjunto con la AIE, que servirá como hoja de ruta para avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética.

La visita técnica de la Agencia, programada para la segunda semana de octubre, será determinante para verificar los avances regulatorios, técnicos e institucionales que ha consolidado el país. Con este paso, reafirma su compromiso con una transición energética justa, segura y sostenible.

Así mismo, tras la solicitud del Ministerio de Minas y Energía para el intercambio de experiencia técnica en las reducciones de las tarifas para los usuarios colombianos, el organismo, que hace parte de la OCDE, expresó su interés en acompañar con sus conocimientos y experiencias globales en transmisión energética.

Estos avances se alcanzaron durante la X Semana de la Energía que adelanta la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en la ciudad de Santiago de Chile.

La entrada Colombia avanza en su ingreso a la Agencia Internacional de Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía de Chile presentó la versión definitiva del Plan de Descarbonización, documento estructural que marca la hoja de ruta para el retiro de centrales termoeléctricas a carbón, la transformación del mercado eléctrico y la consolidación de un sistema energético más flexible, renovable y moderno. 

Con 28 medidas distribuidas en cuatro ejes, el plan representa el núcleo técnico de la Agenda para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, impulsada por el gobierno del presidente Gabriel Boric.

Desde 2019, el país ha retirado 11 centrales a carbón, lo que representa una reducción de 1679 MW de capacidad instalada, y para 2026 se estima que otras 9 unidades estarán disponibles para su retiro o reconversión, por un total adicional de 2,2 GW. 

No obstante, autoridades del Ministerio de Energía advirtieron que en la segunda etapa se deben reemplazar “atributos operacionales deseables”, como por ejemplo inercia, potencia firme o control de frecuencia, que tradicionalmente entregaban las centrales a carbón.

Ante este escenario, el plan avanza hacia una transformación estructural del diseño de mercado eléctrico. Una de las principales reformas es la creación de un mercado mayorista de energía basado en ofertas, que transitará desde el actual sistema de costos auditados hacia uno más competitivo, eficiente y transparente. 

Para lograrlo, se propone la implementación progresiva de un esquema “day-ahead” financieramente vinculante, que permita a los agentes del mercado gestionar riesgos, enviar señales de precios más claras e incentivar inversiones.

Este nuevo modelo considera una etapa intermedia de transición, que habilitará gradualmente la operación de un mercado de ofertas sin comprometer la seguridad del sistema. Se evaluarán mecanismos para reducir las brechas entre el mercado diario y el de tiempo real, incluyendo la posibilidad de incorporar agentes financieros y ofertas virtuales, como ocurre en mercados más avanzados.

Otro punto central del Plan de Descarbonización es la revisión de los modelos de contratos de largo plazo, esenciales para financiar tecnologías de almacenamiento y flexibilidad. Se propone incorporar esquemas como contratos por diferencias, Cap and Floor y la coordinación con contratos por Servicios Complementarios (SSCC). 

“El objetivo es viabilizar el apalancamiento de múltiples fuentes de ingresos, una práctica conocida como revenue stacking, que ha demostrado ser efectiva en países como Reino Unido o Australia”, señala el documento. 

En paralelo, se avanzará en una reforma integral del mercado de Servicios Complementarios, con la redefinición de sus categorías, incorporación de la demanda como actor activo y la eliminación de barreras de entrada. Una agenda de corto plazo se desarrollará en 2026 y se complementará con una propuesta de modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos en 2027, lo que da cuenta de un cronograma de implementación claro y escalonado.

El rol de la transmisión eléctrica también se pone en la mira como habilitante estructural del nuevo sistema eléctrico chileno. Para ello, se propone modificar la Ley General de Servicios Eléctricos incorporando el concepto de “necesidades estratégicas de capacidad de transmisión”, alineado con los Escenarios Energéticos de planificación de largo plazo.

A su vez, se reforzará el uso del Informe de Criterios y Variables Ambientales y Territoriales (ICVAT), y se iniciarán estudios para valorar económicamente variables sociales y ambientales en la planificación.

El documento también plantea la mejora del régimen de acceso abierto a la red de transmisión, con criterios adicionales para evitar especulación en las solicitudes de conexión. 

Sumado a que se busca habilitar la inversión privada a riesgo en infraestructura de transmisión y se desarrollará un Estudio de Remuneración de la Transmisión en 2026, además de una propuesta de reforma legislativa en ese mismo año.

Las reformas regulatorias vendrán acompañadas por la presentación de un proyecto de ley que crea un régimen transitorio acelerado para la descarbonización, el cual prevé agilizar la tramitación de permisos sectoriales y ambientales para los proyectos considerados estratégicos. 

“Estamos en una etapa de modificaciones regulatorias – normativas que habiliten y den las señales adecuadas para incentivar la inversión y tener esos atributos a través de otras tecnologías”, subrayaron desde el Ministerio de Energía.

Además, se contempla una revisión obligatoria del Plan dentro de cinco años, lo que permitirá ajustar medidas en función del avance real del proceso. Esta revisión marcará el ingreso a una tercera etapa, orientada a consolidar el retiro de todas las centrales a carbón operativas, siempre que los atributos de respaldo ya estén asegurados por nuevas tecnologías.

Nuevos incentivos económicos y fiscales para impulsar la descarbonización

Junto con las reformas regulatorias, el Plan propone una serie de instrumentos de incentivo que apuntan a viabilizar el reemplazo del carbón mediante energías limpias y almacenamiento. Uno de los más relevantes es la modificación al impuesto a las emisiones en fuentes fijas, con un aumento gradual del impuesto verde y su incorporación al cálculo del costo marginal, lo que permitirá internalizar el costo ambiental en la operación del sistema.

También se habilitarán proyectos de almacenamiento y reconversión de centrales existentes, facilitando su transición hacia combustibles de bajas emisiones o tecnologías limpias. Asimismo, se reconoce oficialmente a RENOVA como la plataforma de trazabilidad de atributos renovables, lo que permitirá valorizar y certificar la energía verde inyectada a la red.

Finalmente, se impulsarán mecanismos para que los proyectos estratégicos obtengan ventajas competitivas en licitaciones de suministro, uso de terrenos o transmisión, y se promoverán los proyectos comunitarios de generación distribuida, permitiendo una mayor democratización de los beneficios de la transición energética.

La entrada Chile lanzó su Plan de Descarbonización: ¿cuáles son las reformas clave que cambiarán el mercado eléctrico? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) publicó el Proyecto de Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de la Ley N.º 31992, Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, mediante la Resolución Ministerial N.° 314-2025-MINEM/DM. Se trata de un avance normativo que busca establecer un marco técnico y regulatorio integral para impulsar el desarrollo de esta tecnología en el país, con la apertura de un proceso participativo de quince días calendario para recibir aportes de la ciudadanía, entidades públicas y privadas.

El reglamento, compuesto por cuatro títulos, 32 artículos, cinco disposiciones complementarias finales y cuatro transitorias, regula todas las actividades asociadas a la cadena de valor del hidrógeno verde: producción, almacenamiento, transformación, acondicionamiento, transporte, distribución, comercialización, exportación y uso. Establece definiciones técnicas como amoníaco verde, blending, nodos, certificación de origen y combustible sintético, además de clasificar los proyectos por escalas: mini los menores a 0.15 MW, pequeña de 0.15 a 10 MW, mediana de 15 a 100 MW y gran escala mayores a 100 mw.

Cada categoría de proyecto cuenta con requisitos diferenciados para su autorización, que incluyen estudios técnicos, certificaciones ambientales, medidas de seguridad y reportes de planificación de integración. El Ministerio de Energía y Minas actuará como autoridad competente para emitir las autorizaciones, mientras que otros organismos –como el Ministerio del Ambiente, el Ministerio de Economía y Finanzas, el Ministerio de la Producción y Osinergmin– tendrán responsabilidades complementarias. También se crea una Comisión de Trabajo Multisectorial Permanente para dar seguimiento al desarrollo normativo y técnico del sector.

El reglamento señala que el hidrógeno verde debe contar con la certificación de Origen emitida por un organismo acreditado ante el INACAL en el marco del procedimiento de certificación del hidrógeno verde aprobado por el MINEM mediante Resolución Ministerial, sin perjuicio de los esquemas de certificación internacionales vigentes. Además, la investigación y desarrollo incluye proyectos piloto enfocados en tecnologías de producción, eficiencia en electrólisis, reducción de costos y optimización de aplicaciones del hidrógeno verde.

Desde la asociación Peruana de hidrógeno (H2 Perú) venían impulsando activamente la aprobación de este reglamento como condición clave para habilitar el despliegue de proyectos. En ese marco, Daniel Camac, presidente de la entidad, aseguró: “Es necesario un marco regulatorio claro y eficiente, que permita conceptualizar proyectos, agilizar la obtención de permisos y licencias, y brindar reglas precisas para su implementación y desarrollo”. Agregó que se requieren también “incentivos fiscales y regulatorios que atraigan inversión, estimulen la demanda de hidrógeno y sus derivados, y garanticen la viabilidad y competitividad del hub”. Asimismo, resaltó que debe existir “una armonización regulatoria entre distintos niveles de gobierno y sectores, que evite barreras normativas, asegure coherencia en los requisitos y facilite la integración del hub con mercados nacionales e internacionales”.

La publicación del reglamento se produce tras un proceso de elaboración técnica liderado por el MINEM, aunque el plazo legal para su aprobación –establecido para septiembre de 2024– ya había vencido. Desde H2 Perú señalaron en su momento que esta demora podría tener implicancias para la competitividad del país en la región. “Cada semana de demora pone a Perú en riesgo de perder competitividad en la carrera regional por el hidrógeno”, remarcó Camac dos meses atrás en diálogo con Energía Estratégica. “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.

En paralelo, el país mantiene ventajas competitivas a nivel regional. Según Edmundo Farge Inga, CEO de Batech Energy, actualmente los costos de producción de hidrógeno verde en Perú se ubican entre 3 y 5 dólares por kilogramo, cifras significativamente menores frente a los 8 a 11 euros/kg que se registran en Europa y Estados Unidos. Esto posiciona al país como un actor atractivo para inversiones, siempre que se garantice previsibilidad y coherencia regulatoria.

La publicación del reglamento, aunque aún en fase de consulta, representa un paso técnico relevante para alinear la estrategia nacional con los estándares internacionales del sector. Su implementación efectiva permitirá abrir oportunidades para el desarrollo industrial, el posicionamiento de Perú en mercados de exportación y la transición hacia una matriz energética más limpia.

7251144-proyecto-de-decreto-supremo

La entrada El MINEM de Perú publicó el reglamento de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante el Future Energy Summit (FES) Perú, más de 400 líderes del sector energético —incluyendo referentes empresariales, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales— debatieron estrategias para consolidar un nuevo mapa de inversiones renovables en el país.

En ese contexto se llevó a cabo el Panel 1: Estado de la energía solar fotovoltaica en Perú: Visión de líderes, donde participó Cristhian Romero, Sales Manager para Perú, Ecuador y Bolivia en JA Solar, junto a ejecutivos de Acciona Energía y Statkraft.

“Como JA Solar, ya tenemos más de 600 MW en contratos firmados en el país, los cuales serán entregados entre este y el próximo año”, anunció Romero en el inicio de su intervención. Según detalló, esto representa un compromiso importante para la compañía, que en 2024 celebra 20 años de trayectoria global como fabricante de módulos fotovoltaicos.

Además, anticipó que el mercado peruano está por marcar un récord histórico en materia de importaciones: “Según nuestras proyecciones, se podrían superar los 900 MW en 2025, e incluso alcanzar 1 GW. Sería un hito tanto a nivel nacional como regional”.

Desde su visión, la evolución de este segmento dependerá de la consolidación de un marco regulatorio confiable, ya que «existe una clara necesidad de reglas claras que otorguen confianza a los inversores” según Romero, al referirse a los avances en torno al reglamento de modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas y al esperado reglamento de generación distribuida.

La estrategia de JA Solar se apoya en tres pilares que resultan fundamentales para asegurar resultados predecibles a largo plazo: calidad técnica, solidez financiera y acompañamiento técnico local.

“Producimos módulos validados por terceros y con un alto rendimiento, pero no nos quedamos solo en eso. Apostamos por un modelo de soporte técnico permanente que garantice que el sistema fotovoltaico entregue —o incluso supere— la energía estimada en fase de simulación”, explicó.

A nivel tecnológico, destacó que los módulos de la compañía ya superan el 23% de eficiencia, gracias a una celda patentada con más del 26%. “No basta con tener un módulo de última generación. Necesitamos asegurar que esa tecnología funcione con eficiencia y durabilidad comprobada en condiciones reales”, enfatizó.

De hecho, Romero advirtió sobre tecnologías emergentes que muestran valores elevados en hojas técnicas, pero que en campo presentan degradaciones de hasta el 8%, cuando deberían estar por debajo del 3%. Por ello, destacó el posicionamiento de JA Solar como una marca que prioriza la confiabilidad por sobre la novedad.

Crecimiento del autoconsumo y el rol del nuevo reglamento

Consultado sobre el impacto que tendrá el futuro reglamento de generación distribuida de la Ley 32249, Romero fue contundente: “Vemos que ya se están desarrollando proyectos de hasta 10 MW para autoconsumo en Perú. Una vez se publique el reglamento, esa tendencia va a escalar significativamente”.

Según explicó, actualmente existen utilities que trabajan directamente con sus usuarios libres en soluciones de generación fotovoltaica in situ. En ese contexto, el nuevo marco permitiría a la industria inyectar excedentes al sistema, lo que abriría la puerta a nuevos modelos de negocio y mayores retornos.

Romero estima que los proyectos de 1 o 2 MW que hoy dominan el segmento podrían duplicar o triplicar su escala: “Con un entorno de precios competitivo y tecnología confiable, los inversores ya están tomando decisiones. Con reglas claras, el crecimiento será aún mayor”.

En su mensaje final, el ejecutivo resaltó el valor de generar espacios de intercambio entre actores del sector. “Instancias como el FES son clave para compartir conocimiento, buenas prácticas y experiencias de otros mercados”, aseguró.

Mencionó particularmente los aprendizajes provenientes de países como Chile y Brasil, donde la expansión solar ha venido acompañada por una curva de madurez técnica y regulatoria. “La prevención es clave. El conocimiento compartido permite evitar errores y garantizar que los proyectos cumplan con las expectativas de generación y retorno”, concluyó.

La entrada JA Solar proyectó que Perú alcanzará un hito histórico en importación de módulos solares durante 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), celebrada en Santiago de Chile durante la X Semana de la Energía, el presidente de la República de Chile, Gabriel Boric, encabezó la ceremonia inaugural de la máxima instancia política de decisión en materia energética de América Latina y el Caribe.

El mandatario chileno destacó los avances del país en el sector energético, entre ellos la Ley de Transición Energética de 2024, el impulso al hidrógeno verde, la iniciativa Agua Solar Rural, el programa Mejor Escuela y la implementación del primer Parque Solar Comunitario municipal en Talagante.

En su intervención, el secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, subrayó que “la energía ha dejado de ser un tema sectorial para convertirse en el eje transversal que define el rumbo de nuestras economías, la estabilidad de nuestras sociedades y la esperanza de las futuras generaciones”.

Asimismo, resaltó que América Latina y el Caribe son la región más verde del mundo, alcanzando en abril de 2025 un 70% de generación eléctrica renovable, además de contar con una producción estratégica de minerales críticos fundamentales para las transiciones energéticas globales.

“Nuestra región es una región solución que aporta a la descarbonización del planeta. La transición energética no es un objetivo lejano, es una tarea urgente que exige liderazgos y decisiones valientes”, agregó.

Uno de los anuncios más destacados de la jornada fue la reelección de Andrés Rebolledo como Secretario Ejecutivo de OLADE para el período 2026-2029, en reconocimiento a su liderazgo en la integración energética regional y al fortalecimiento institucional de la Organización.

Durante su gestión 2023-2025, OLADE se consolidó como articulador de la agenda energética regional, impulsando nueve decisiones ministeriales y cuatro declaraciones, además de dar seguimiento a acuerdos previos.

En el ámbito de la integración, fortaleció su rol como Secretaría Técnica de CELAC y promovió iniciativas como RELAC y CertiHLac, al tiempo que avanzó en la integración gasífera del MERCOSUR. A nivel institucional, se sumó la Unión Europea como observador permanente, reactivaron su participación Argelia y Haití, y se crearon nuevos órganos como el Consejo de Planificación Regional, el Consejo Empresarial y el Observatorio de Metano (OEMLAC).

En cooperación internacional se ampliaron alianzas con organismos como IKI, GEAPP, AFD, AECID y UNEP, mientras que en formación y capacitación se dictaron cursos y talleres que beneficiaron a más de 16.500 personas, incluyendo una maestría y dos diplomados. También se impulsó una agenda inclusiva con programas para mujeres y jóvenes, el fortalecimiento de RedLACME, la creación de la Academia Juvenil de Transiciones Energéticas y la organización del Primer Encuentro de Juventudes de ALC en Energía. En comunicación y posicionamiento, OLADE incrementó su presencia en la prensa internacional y lanzó nuevas publicaciones mensuales sobre generación, inflación energética y notas técnicas.

La LV Reunión de Ministros y Ministras de Energía de OLADE concluirá con la adopción de lineamientos estratégicos en integración eléctrica, modernización de redes, diversificación tecnológica y financiamiento climático, reafirmando a la Organización como el principal articulador de la agenda energética de América Latina y el Caribe.

La entrada Andrés Rebolledo fue reelecto como secretario ejecutivo de OLADE por tres años más se publicó primero en Energía Estratégica.

La llegada de Prosolia Energy a México se concreta en un momento que la empresa considera clave. Si bien la firma fue constituida en el país a finales de 2024, fue durante 2025 que comenzó a estructurarse el equipo y a delinearse la estrategia local. “El objetivo de Prosolia es generar energía y ofrecerla a precios competitivos, ya sea bajo esquemas de generación distribuida como de utility scale”, manifestó Sergio Torres de la Cruz, Country Manager México, en diálogo con Energía Estratégica.

Con presencia consolidada en Europa, Prosolia proyecta alcanzar 3 GW operativos a nivel global hacia 2032, de los cuales México representará entre un 10 y 13% del total. “Estamos hablando de 300 a 400 megas repartidos entre proyectos de autoconsumo y también utility scale”, detalló el directivo.

En el contexto mexicano, la empresa observa una coyuntura favorable, apalancada por reformas que apuntan a dinamizar el sector. “Actualmente ha habido avances importantes. Uno de ellos es el incremento de la capacidad para no necesitar permiso de generación de 0.5 a 0.7 megas”, subrayó Torres de la Cruz. A ello se suman esfuerzos regulatorios por simplificar trámites e incentivar el autoconsumo, aunque aún persiste cierta incertidumbre normativa.

“Todo el mundo está a la espera de la publicación de las DACs, los manuales de cómo vamos a llevar a cabo los proyectos con 0.7 MW y de autoconsumo, que va a ser nuestro principal objetivo”, remarcó.

En cuanto al mix tecnológico, el enfoque será claro: solar y almacenamiento. “Creo que ya es una realidad que el almacenamiento está siendo bastante rentable, no solo en México, sino a nivel mundial”, indicó. Aunque la eólica no se descarta completamente, los esfuerzos se concentrarán en la combinación fotovoltaica y  baterías, apuntando a instalaciones que brinden estabilidad, rentabilidad y continuidad en la oferta.

México aparece también como un mercado estratégico por su tejido industrial y su proximidad con Estados Unidos. “Tenemos grandes automotrices y sus proveedores, además de la industria alimentaria. También parques industriales donde llegan empresas de todo el mundo por la ubicación estratégica del país”, describió el Country Manager. En esa línea, subraya una premisa simple pero potente: “Si consumes energía, eres nuestro cliente”.

Esta visión se traduce en una propuesta clara: contratos PPA de largo plazo. “Como productora independiente de energía no vamos a vender los sistemas. Será una modalidad en esquemas PPAs, con plazos de 10, 15 o 20 años para nuestros clientes”, precisó. Esta decisión se basa en la vida útil de los equipos y en la necesidad de ofrecer certidumbre a los consumidores finales.

La apuesta fuerte por la generación distribuida encuentra respaldo en la evolución del mercado local. “Creo que la generación distribuida ha jugado un papel importante en México, pero ahora se va a abrir otro candadito: los proyectos de más de 0.7 MW a 20 MW”, explicó Torres de la Cruz. Esto abre una segunda ola de oportunidades para el segmento, que podrá ampliarse con proyectos “hechos a la medida”. En ese sentido, afirmó: “Cada uno de estos proyectos es artesanal. Cada cliente tiene ideas distintas de lo que es un proyecto de este tipo”.

A esta perspectiva se suma el aprendizaje cruzado con España, donde Prosolia cuenta con una sólida trayectoria. “Para el equipo de México, la ventaja es toda la experiencia que ya tiene el equipo de allá. Hemos estado en un sinnúmero de pláticas, compartiendo buenas prácticas tanto de instalación como regulatorias”, comentó. El intercambio no es unidireccional: “Sin duda hay cosas que ellos están aprendiendo de nosotros también. Compartiendo la información, se puede llegar a ese punto medio para adaptar buenas prácticas al mercado mexicano”.

Para lograr el desarrollo pleno de estos proyectos, el directivo señaló la necesidad de incentivos adicionales. “Si bien ya existen beneficios fiscales y certificados que respaldan la generación, considero que aún faltan estímulos que motiven a las empresas a voltear al tema de estas tecnologías”, sostuvo. Y agregó: “Es clave que los clientes no perciban solo un ahorro o un beneficio ambiental, sino que también cuenten con apoyos que faciliten la integración de este tipo de energía”.

Por otra parte, Prosolia no descarta su participación en proyectos de utility scale, aunque reconoce que en ese segmento la infraestructura de transmisión y distribución es un desafío. “Las redes se están quedando cortas frente a lo que podríamos estar nosotros como inversionistas. Es un trabajo conjunto entre dependencias y privados que tenemos que sentarnos a ver soluciones”, afirmó.

La elección de México responde a una estrategia de largo plazo que busca consolidar al país como hub regional. “México siempre ha estado en el radar. Se tomó la decisión de apostar fuertemente por este mercado, y sí, va de la mano con todos estos cambios regulatorios que se están dando”, enfatizó Torres de la Cruz. La visión es clara: instalar bases sólidas para una futura expansión hacia Latinoamérica y Estados Unidos.

Actualmente, el grupo cuenta con alrededor de 300 personas en diferentes países, con una política de crecimiento orgánico y atención personalizada. “Lo que buscamos es darle una atención personalizada a los clientes, siendo eficientes con las herramientas tecnológicas disponibles”, concluyó.

La entrada Prosolia Energy apuesta por México al ver señales positivas en el mercado renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Colombia, a través del Decreto 1033 de 2025, expidió oficialmente la Licencia Ambiental Solar con Diseño Optimizado (LASolar), un instrumento destinado a proyectos de energía solar con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). La medida, elaborada por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, busca agilizar el licenciamiento ambiental, sin disminuir la rigurosidad de sus decisiones, contribuyendo así a materializar la Transición Energética Justa en Colombia.

“Hoy Colombia da un paso firme hacia la Transición Energética Justa. Con la firma del Decreto 1033 de 2025 optimizamos el licenciamiento ambiental para proyectos solares entre 10 y 100 MW, lo que permitirá acelerar la penetración de energías limpias tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas. Este es un avance decisivo para cumplir nuestras metas climáticas, proteger la diversidad y fortalecer la articulación con las comunidades locales en los territorios donde se desarrollan estos proyectos”, afirmó Irene Vélez Torres, Ministra (e) de Ambiente y Desarrollo Sostenible y Directora General de la ANLA.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, celebró la expedición de la LASolar y destacó que este instrumento se alinea con la estrategia 6GW Plus, liderada por su cartera, que busca integrar más de seis gigavatios de capacidad renovable al Sistema Interconectado Nacional y consolidar proyectos que fortalezcan la seguridad energética, la competitividad y el desarrollo territorial.

“Desde el sector de Minas y Energía celebramos esta noticia, porque con LASolar damos señales regulatorias claras y estables para el desarrollo de la energía limpia en Colombia. Este decreto no solo acelera la transición energética, sino que también impulsa programas como Comunidades Energéticas y Colombia Solar, que son banderas del presidente Gustavo Petro y del Gobierno del Cambio. La meta de 6 GW la vamos a alcanzar, y con este paso avanzamos con decisión hacia una Transición Energética Justa”, afirmó Edwin Palma, Ministro de Minas y Energía.

La LASolar optimiza los parámetros, requisitos y procedimientos para la solicitud, evaluación y otorgamiento de licencias ambientales ante la ANLA, pero mantiene criterios estrictos de cuidado ambiental sobre los recursos hídricos y los bosques, así como estimula la participación social de las comunidades en donde los proyectos se desarrollan. Gracias a este esquema, los parques de generación solar podrán incorporar diseños optimizados que reduzcan impactos ambientales.

En el marco de la LASolar, el licenciamiento inicia desde la fase de planeación, cuando la ANLA verifica el cumplimiento de los criterios de diseño optimizado y, en un plazo máximo de 15 días, emite Términos de Referencia Específicos para cada proyecto, ajustados a la sensibilidad del territorio y a las obras previstas. Este esquema, permite reducir hasta en dos terceras partes los tiempos de un trámite regular en la ANLA.

Además, la licencia incorpora por primera vez la obligación de implementar una Estrategia de Gestión Social, que promueva el respeto por los territorios, la cultura y los derechos humanos. Se incentiva también la creación de comunidades energéticas y proyectos productivos locales como medidas de compensación del medio biótico, fortaleciendo la participación de la sociedad en la transición energética.

Con LASolar, el Gobierno del Cambio consolida la articulación entre el Ministerio de Ambiente, el Ministerio de Minas y Energía y la ANLA en torno a una agenda que acelera la transición energética justa y fortalece la confianza ciudadana en las instituciones. Este decreto se convierte en un hito que demuestra que Colombia avanza con decisión hacia un modelo energético sostenible, competitivo y comprometido con la vida y los territorios.

La entrada Colombia impulsa un nuevo régimen ambiental para agilizar proyectos solares de mediana escala se publicó primero en Energía Estratégica.

La transición energética en Chile está atravesando una transformación acelerada. La masificación de sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage Systems) está mostrando no solo avances técnicos, sino impactos concretos en el mercado mayorista. 

Uno de los datos más relevantes es la caída de hasta USD 100/MWh en el costo marginal durante las horas solares, efecto atribuido directamente a la presencia creciente de estas tecnologías en nodos clave del sistema.

“La instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en algunas subestaciones de Chile”, manifestó el ministro de Energía, Diego Pardow, durante su intervención en la X Semana de la Energía, que lleva adelante la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

“Disminuir cerca de US$100/MWh el costo marginal, y estabilizar los ingresos en el mercado mayorista, es un cambio en las reglas del juego para cualquiera que se dedique a desarrollar proyectos. Es un salto de productividad”, agregó. 

Desde su perspectiva, esta evolución marca un giro decisivo en la dinámica de la transición energética, pasando de tener un obstáculo en la transición a un aliado en los planes de carbono neutralidad del país. 

El ministro también remarcó que el país alcanzará 2 GW de almacenamiento en operación para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. 

La expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción: “Si miramos las declaraciones de proyectos de almacenamiento en construcción, no solo nos estamos anticipando a la meta del 2030 (2 GW), sino también el objetivo de 6 GW a 2050”.

¿Por qué? Según datos del gobierno, el país andino cuenta con 8 GW de capacidad BESS declarada en construcción, y, de concretarse, superará la meta de las próximas décadas.  

Tras la intervención del ministro, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, profundizó las proyecciones del organismo. Según indicó, la capacidad instalada de almacenamiento en Chile podría alcanzar los 8.606 MW en 2027. 

Esta cifra, en términos prácticos, equivaldría a abastecer una porción significativa de la demanda nacional con energía proveniente exclusivamente de baterías. “Se podría estar abasteciendo el 75% de la demanda nacional, solamente con almacenamiento”, señaló Mancilla.

Desde la CNE destacan que este fenómeno es posible gracias a las mejoras regulatorias que ha impulsado el Estado. En particular, Mancilla subraya la modificación del reglamento de transferencia de potencia, que reconoce formalmente a los BESS dentro del mercado eléctrico, incluyendo proyectos stand alone. 

Además, anticipa que los ajustes en curso en el marco de la definición de Servicios Complementarios también permitirán mejoras económicas, considerando que ya se encuentra en marcha una versión definitiva de la norma que define la metodología de remuneración de BESS en el mercado de SSCC.

Incluso, un estudio reciente reveló que la incorporación BESS en servicios complementarios permitiría reducir en 2,5% los costos sistémicos y 2,9% los costos de operación del sistema eléctrico chileno, por un monto de USD 43 millones para el año 2026.

Es decir que habilitar los BESS podría significar un gran paso para el sector al haber un beneficio que se puede cuantificar y con ello, demostrar el potencial de las baterías en un sistema eléctrico cada vez más renovable, pero también más desafiante.

La entrada Pardow: “La instalación de sistemas BESS redujo casi USD 100/MWh el costo marginal solar en Chile” se publicó primero en Energía Estratégica.

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Joel Santos, anunció que el gobierno trabaja en un plan estratégico de fortalecimiento y desarrollo del sistema eléctrico dominicano por los próximos 25 años, basado en el impulso a las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.

Santos dijo que se trata de una actualización del Plan Energético Nacional 2025-2038, con alcance al 2025, para garantizar el éxito de la transición y la seguridad energética a largo plazo y suplir el aumento de la demanda eléctrica que producirá el crecimiento económico que proyecta el programa Meta 2036.

«Este año, a través de la Comisión Nacional de Energía, estaremos presentando un plan energético revisado, de cara a los próximos 25 años. La estrategia de este gobierno no es solo dejar sentadas las bases en términos de disponibilidad energética para su período en cuestión, sino, generar una reserva fría importante para el país”, aseguró el ministro.

Indicó que entre los planes inmediatos está sobrepasar los 2600 MW de capacidad instalada en generación de energías renovables para el 2028, para lo cual hay 70 proyectos en distintas etapas del proceso, de los cuales 20 están en construcción y 39 contarán con capacidad de almacenamiento. 

El objetivo es que en los próximos tres años el país pueda contar con entre 500 y 600 MW de capacidad de almacenamiento para manejar el sistema con frecuencia estabilidad.

Bajo ese panorama se vislumbra la nueva licitación de hasta 600 MW de capacidad ERNC, y por la cual introdujo un elemento inédito en el mercado caribeño: el almacenamiento BESS como componente obligatorio en los proyectos adjudicados. 

Eso permite estructurar APP que combinen PPAs con distribuidoras, contratos corporativos con grandes consumidores industriales y coinversión en infraestructura de transmisión con ETED. Y esta exigencia representa un salto en términos de estabilidad del sistema y abre oportunidades de inversión con estructuras más complejas pero financieramente más sólidas.

Dicha licitación fue anticipada durante el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) a mediados del presente año, encuentro que tuvo la presencia de autoridades del Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y más de 400 ejecutivos de alto nivel. 

Incluso, durante una entrevista realizada en FES Caribe, el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, vaticinó la preparación del nuevo Plan Energético Nacional y reveló que incluye dos escenarios de crecimiento. 

Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicarse el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.

Además de dichas iniciativas, el país impulsa una serie de proyectos energéticos que aportarán 612 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en los próximos seis meses: 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.

«Es importante entender que un sector como el energético no lo desarrolla un gobierno por sí solo, sino, que tiene que trabajar de la mano con el sector privado, que es una de las fortalezas de este gobierno”, sostuvo Santos, al resaltar la atracción de la inversión extranjera directa (IED), segundo en los sectores estratégicos del país, con más de mil millones de dólares anuales, en los últimos tres años.

La entrada El gobierno de República Dominicana presentará Plan Energético Nacional 2025-2038 con alcance hasta el 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

Luciano Silva, product manager LATAM de Trina Storage, afirmó que los sistemas BESS están listos para liderar la próxima etapa de licitaciones renovables en América Latina, de modo que aseguró aseguró que la tecnología alcanzó su madurez y hoy ofrece una relación costo-eficiencia ideal. 

“Hoy es el mejor momento para diseñar una planta solar híbrida con baterías, con ambas tecnologías en su máxima madurez y máxima costo-eficiencia”, sostuvo durante el Renovables y storage: Oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana” de Future Energy Summit (FES) Perú.

“Los sistemas BESS serán protagonista de la transición energética en cualquier mercado, de la adopción de las energías renovables, ya que las baterías dotan de despachabilidad y de flexibilidad a las ERNC”, añadió. 

Bajo su óptica, los proyectos híbridos solar + BESS o eólica + BESS serán los más competitivos. Los bloques horarios que se aplicarán en Perú podrían reforzar esta tendencia, de manera que los generadores ya buscan trasladar su energía a momentos de mayor valor. 

Silva comentó que Perú ya tiene experiencia con BESS de baja energía para regulación de frecuencia. Los desarrolladores peruanos ya presentan proyectos solares y eólicos que incluyen BESS en la evaluación ambiental. “Seguramente esos proyectos vayan a invertirse con BESS o no, pero ya están siendo evaluados con esa posibilidad”, dijo el ejecutivo.

👉 REVIVA TODA LA JORNADA DE FES PERÚ 

Mientras que Argentina y Colombia también exploran el uso de BESS en licitaciones, como la ya adjudicada AlmaGBA por casi 700 MW en sistemas de baterías, a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

Aunque Silva advirtió que el diseño de estos procesos debe basarse en las necesidades reales de cada mercado y considerar que los BESS también pueden actuar como infraestructura o como parte del parque generador. Por lo que dicha versatilidad les permite adaptarse a distintos escenarios.

“Es una tecnología que puede resolver casi cualquier problema en las redes de una manera como una cirugía de urgencia a las redes. Es la única tecnología que puede hacerlo en 18 meses”, apuntó. 

“No tengo duda que los BESS serán protagonistas en solucionar cualquiera de las necesidades que aparezcan, sean necesidades en transmisión y las baterías remuneradas como un pago de infraestructura. Y desde el punto de vista generación tendremos iniciativas privadas como parte de complementación de generación solar, eólica, entre otras”, insistió. 

Eficiencia por integración vertical

Trina Storage apuesta por la integración vertical para mejorar la competitividad de sus soluciones. La empresa mantendrá el formato de contenedor de 5 MWh en 2026, aunque con una celda optimizada. Mientras que hacia 2027, lanzará un nuevo sistema. E

El producto alcanzará los 6,25 MWh en un contenedor de 20 pies. Esta mejora será posible gracias a la celda de 587 Ah y el nuevo diseño aumentará la densidad energética sin incrementar el volumen del sistema. 

La entrada Trina Storage: “Hoy es el mejor momento para diseñar una planta solar con baterías” se publicó primero en Energía Estratégica.

APsystems avanza en su expansión regional con el lanzamiento del nuevo APstorage 11.4K y los microinversores DS3-LV y DS3-H, como parte de su estrategia de innovación continua y con un enfoque en soluciones adaptadas a cada necesidad técnica del mercado.

Estas tecnologías están orientadas a fortalecer la autonomía energética de los hogares y negocios en América Latina, un mercado que demanda soluciones eficientes, inteligentes y fáciles de integrar.

“El almacenamiento ya no es una moda, sino una necesidad que se está presentando en muchos países donde hay cortes de energía por falta de abasto suficiente”, manifestó Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems, en el marco del ciclo Líderes organizado por Strategic Energy Corp.

Bajo el concepto de energía inteligente, la compañía promueve el uso de tecnologías de electrónica de potencia a nivel modular (MLPE, por sus siglas en inglés) como herramienta clave para mejorar la autonomía energética. “Ya hay equipos de inteligencia artificial que están eligiendo nuestros productos por su modularidad”, sostuvo Marín, quien remarcó que esta tendencia comienza a instalarse con fuerza en la región.

Uno de los focos de desarrollo más recientes es el APstorage 11.4K, un sistema de almacenamiento que integra en un solo equipo la fase dividida para el mercado latinoamericano, eliminando la necesidad de contar con un autotransformador adicional. “Con este equipo ya no es necesario agregar nada más. Es una solución que hace la instalación muy sencilla y cuenta con varios modos de aplicación: respaldo, autoconsumo, o para cubrir picos de voltaje”, detalló el directivo.

Además de su funcionalidad, el APstorage 11.4K se presenta como una solución escalable que complementa las necesidades reales de los usuarios. “Tenemos también el equipo de 5K, y ahora el 11.4, porque son potencias según la necesidad que se tenga de respaldo”, explica Marín. Esta versatilidad resulta clave para los mercados residenciales y comerciales, especialmente en países donde la infraestructura eléctrica enfrenta limitaciones o cortes frecuentes.

Por su parte, el microinversor DS3-LV surge como una respuesta directa a las condiciones de baja tensión eléctrica que predominan en América Latina, particularmente en sistemas que utilizan línea-neutro de 127 volts. “Con este equipo no tienes que cambiar tu instalación eléctrica. Lo colocas y tienes generación inmediata”, afirma Marín.

Diseñado especialmente para el uso residencial, el DS3-LV alcanza una potencia de salida de 900 hasta 1.000 watts, permitiendo acompañar la tendencia global hacia módulos fotovoltaicos de mayor capacidad. “Sabemos que los módulos vienen con más potencia y más amperaje. Por eso nos adaptamos a esa demanda con un inversor que puede operar desde 89 hasta 164 volts”, indica el ejecutivo.

Esta amplitud de operación representa un diferencial frente a otras marcas y evita la desconexión del sistema en condiciones de voltaje inestable. “Tropicalizamos nuestros productos para el mercado latinoamericano. Ya no es prueba y error, sino que nuestros equipos están diseñados para funcionar correctamente desde su instalación”, aclara Marín.

En paralelo, el DS3-H se presenta como una solución intermedia dentro de la misma familia de productos. “Este equipo tiene 1.050 watts de potencia para dos módulos y permite inyectar directamente en dos fases a 220 volts”, explica el representante de APsystems. Gracias a su compatibilidad con aplicaciones trifásicas —junto al modelo QT2—, este inversor está pensado para sistemas más exigentes o híbridos, donde se necesita balance de fases y autonomía.

En este contexto, la tendencia hacia el almacenamiento continúa consolidándose como un pilar central del portafolio de APsystems. “Lo más básico hoy es la luz y el internet. Si se corta la energía y el módem se apaga, ya no puedes conectarte ni trabajar. Por eso vemos una necesidad real y creciente del almacenamiento en la región”, reflexiona Marín.

Con una presencia de más de una década en América Latina, la compañía ha consolidado operaciones en países como Argentina, Chile y Colombia, y se prepara para expandirse aprovechando las aperturas regulatorias y los nuevos incentivos. “Ya no se tiene la mentalidad de que los sistemas son inaccesibles o caros. Lo que hace falta es información y acercamiento con instaladores y distribuidores”, apunta el ejecutivo.

La estrategia de APsystems también se alinea con el crecimiento de la movilidad eléctrica, anticipando soluciones para la carga de vehículos directamente desde sistemas residenciales. “Vamos a tener nuestras propias electrolineras en casa. Las baterías de los autos también podrán servir como almacenamiento provisional”, proyecta Marín.

En cuanto al futuro, la empresa ya trabaja en nuevas tecnologías de baterías de litio y en acelerar la integración entre almacenamiento, generación solar y software. “Estamos recibiendo e investigando tecnologías que permitirán cargas más rápidas, más inteligentes y más eficientes”, concluye.

La entrada APsystems presenta nuevas soluciones de almacenamiento e inversores con foco en modularidad e inteligencia artificial se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del fortalecimiento energético del norte provincial, un eje central de la política pública que lleva adelante el gobernador Sergio Ziliotto, este lunes se realizó en las oficinas de Pampetrol SAPEM la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 1/25, destinada al desarrollo, construcción y operación de un Parque Solar Fotovoltaico de 15 MW en General Pico.

El acto consistió en la apertura de los sobres que contienen las propuestas recibidas por parte de tres empresas oferentes; dichas ofertas fueron presentadas por: Albares Renovables S.A. – Vial A S.A. – TPS Constructora S.A.; Cimepro S.A. – Martínez y De la Fuente S.A. – Megatrans S.A.; y Austro SA. Esta documentación será ahora analizada por una Comisión de Preadjudicación, marcando un paso clave en el proceso licitatorio que refleja la intención del Gobierno provincial de transparencia y planificación estratégica.

La apertura tuvo lugar en las oficinas de la empresa estatal de energía y fue presidida por la presidenta de Pampetrol SAPEM, María de los Ángeles Roveda. Estuvieron presentes el secretario de Energía y Minería, Matias Toso, la intendenta de General Pico, Fernanda Alonso, el director ejecutivo de la Agencia de Inversiones y Comercio Exterior (I-COMEX) Sebastián Lastiri, miembros del Directorio y síndicos de Pampetrol, la subsecretaria de Energías Renovables, Georgina Doroni, el administrador Provincial de Energía, Cristian Andrés, y representantes de las empresas oferentes.

Este proyecto constituye una propuesta inédita de asociación público-privada en la Provincia. La iniciativa prevé que Pampetrol participe con un 20% en la Unión Transitoria (UT) que resulte adjudicataria.

La empresa seleccionada, por su parte, se hará cargo del 80% del financiamiento, la provisión de equipos y materiales, la construcción, montaje, conexión, puesta en marcha, operación y mantenimiento del parque durante los primeros doce meses de su habilitación comercial.

El desarrollo del Parque Solar no solo permitirá incrementar la generación de energía limpia, sino también fomentar el empleo local, ya que el pliego establece que al menos un 70% de la mano de obra contratada debe ser pampeana. La obra abastecerá de energía al Polo de Desarrollo Energético, al Parque de Actividades Económicas y a la Estación Transformadora de General Pico.

“Esta licitación marca un nuevo hito para la provincia de La Pampa. Mientras el Estado nacional se retiró de la planificación y la inversión, La Pampa tomó la decisión política y estratégica de sostener una presencia activa, con una visión clara y de largo plazo. Desde Pampetrol demostramos que, cuando el sector público conduce con seriedad, el capital privado acompaña y apuesta. Institucionalmente, reafirmamos el valor de contar con empresas estatales fuertes, con capacidad de gestionar, convocar y garantizar procesos transparentes», destacó María de los Ángeles Roveda.

«La participación de oferentes confirma que la provincia genera confianza porque ofrece seguridad jurídica, previsibilidad económica y reglas de juego estables. En lo técnico, el parque solar de 15 MW en General Pico es mucho más que una obra: es parte de una planificación energética que diversifica la matriz, mejora la infraestructura eléctrica y fortalece la soberanía energética provincial. Este resultado es la prueba concreta de que la sinergia público–privada funciona cuando hay dirección política, institucionalidad y un marco técnico estratégico”, agregó.

Por su parte, el secretario de Energía y Minería, Matías Toso, afirmó que el gobernador Sergio Ziliotto, a través del Plan Estratégico de Energía, «no solo está garantizando el abastecimiento energético de las necesidades actuales de La Pampa en tiempos en los que el sistema nacional colapsa, sino que además con este proyecto sienta las bases para que en el futuro la energía disponible en el nuevo Parque Industrial de General Pico permita una expansión productiva exponencial en el norte de la provincia».

«Hoy se pudo ver el compromiso del sector público y privado con la transición energética, que no es un mero relato sino una gran oportunidad para el desarrollo, la creación de empleo y destacar la matriz productiva», complementó.

Con esta iniciativa, que tiene como antecedente la obra del Parque Solar Antü Mamüll en Victorica, hito en materia de transición energética provincial, la Provincia reafirma su compromiso de seguir avanzando en la diversificación de la matriz energética, fortaleciendo el rol del Estado como motor de desarrollo y posicionando a La Pampa como referente regional en energías renovables.

La entrada Pampetrol recibió tres ofertas para el desarrollo del Parque Solar de General Pico se publicó primero en Energía Estratégica.

La industria solar pierde miles de millones de dólares cada año por fallas no detectadas. En ese contexto, BLC Industrial Services, empresa integrante del grupo BLC Global, desarrolló Optimum INDRONE, una solución que combina inteligencia artificial, termografía y precisión operativa para detectar lo que el ojo humano no ve.

Según estadísticas globales, los parques solares están perdiendo la posibilidad de generar cada año más de 130000 kWh por MW instalado como consecuencia de anomalías sin resolver. En un escenario donde los parques aumentan en tamaño y complejidad, y el personal técnico resulta cada vez más escaso, la detección temprana de fallas se convierte en un factor decisivo para proteger la rentabilidad de los proyectos.

Frente a este panorama, Optimum INDRONE ofrece una respuesta ágil y precisa. Mediante drones equipados con cámaras RGB y térmicas, y analizado con inteligencia artificial, el sistema detecta, clasifica y georreferencia anomalías con un nivel de detalle imposible de alcanzar mediante inspecciones convencionales. El análisis termográfico permite identificar una gran diversidad de anomalías, como por ejemplo puntos calientes, diodos en falla o strings inactivos, mientras que la georreferenciación automática facilita que los equipos de operación y mantenimiento prioricen fallas críticas y planifiquen acciones correctivas exactas y eficientes.

Los resultados son concretos: mayor producción gracias a la detección temprana de anomalías, menores costos de operación y mantenimiento al reducir hasta un 97% los tiempos de diagnóstico respecto de métodos manuales y un nivel superior de seguridad al limitar la exposición del personal a zonas de riesgo. Al mejorar la operación de los parques solares, la solución también contribuye a optimizar la generación energética renovable y, en consecuencia, reducir la huella de carbono.

Con experiencia acumulada en inspecciones por más de 800 MW de capacidad instalada, BLC Industrial Services demuestra su conocimiento técnico y capacidad operativa en campo. Los resultados obtenidos en Argentina no solo validan la solución: establecen un nuevo estándar en la manera de gestionar activos solares a gran escala en la región.

La tendencia global apunta hacia inspecciones más frecuentes, automatizadas y basadas en inteligencia artificial aplicada. En esa dirección, Optimum INDRONE se consolida como una solución lista para responder a las nuevas exigencias del sector, acompañando a generadores, operadores, inversores y empresas de mantenimiento en la transición hacia una operación más rentable, segura y sostenible.

“Optimum INDRONE no se limita a encontrar fallas: transforma la manera en que operan los parques solares. Con cada inspección recuperamos capacidad de generación, reducimos riesgos y maximizamos la rentabilidad del activo”, afirma Leonardo Alassia, gerente de la empresa.

BLC Industrial Services reafirma su compromiso de acompañar la transición energética con herramientas de alto impacto tecnológico. Optimum INDRONE no solo resuelve los desafíos actuales del mantenimiento solar, sino que convierte cada anomalía detectada a tiempo en energía recuperada, inversiones protegidas y un futuro renovable que no puede esperar. 

La entrada Optimum INDRONE: inspecciones inteligentes que transforman el mantenimiento solar se publicó primero en Energía Estratégica.

México enfrenta una situación crítica en materia de redes eléctricas. La infraestructura actual se ha quedado estancada desde hace más de una década y amenaza con frenar el desarrollo industrial, la incorporación de energías renovables y la seguridad del suministro. Para responder a esta urgencia, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha lanzado el Plan de Expansión 2025-2030, que proyecta la construcción de 275 nuevas líneas de transmisión y 524 subestaciones en todo el país, con una inversión de 163,540 millones de pesos.

Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, advierte que el principal reto es ampliar y fortalecer las redes para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. “Las redes de transmisión, sobre todo de 115, 230 y 400 kV, prácticamente no se han ampliado en los últimos años”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica. A pesar de que México cuenta actualmente con más de 11,000 kilómetros circuito de líneas de transmisión, en los últimos seis años solo se construyeron 100 kilómetros, según cifras oficiales de la propia CFE.

De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2024-2038, México requiere al menos 15,000 kilómetros adicionales de nuevas líneas si busca integrar entre 15 y 20 GW de generación renovable al año 2030.

Esta falta de expansión estructural ha sido compensada parcialmente con tecnologías de refuerzo temporal, pero la brecha entre demanda y capacidad de red sigue creciendo.

“Desde 2013, e incluso antes, esta situación se ha venido presentando. Hay una necesidad muy grande de construir nuevas líneas”, sostuvo Carranza. El plan actual propone construir 6,000 kilómetros de redes en cinco años, lo que representa más del 50% de toda la red instalada actualmente. Para el especialista, esta meta “es muy ambiciosa”, pero refleja con claridad la magnitud del desafío.

Además del volumen de obras, Carranza destaca la orientación estratégica del plan. “Los 163 mil millones de pesos son una cifra importante, y lo más relevante es que las autoridades saben perfectamente dónde están las congestiones”, explicó. Este conocimiento detallado de los corredores críticos permite dirigir los recursos públicos  hacia los puntos de mayor impacto en la red.

La urgencia no solo responde a un rezago acumulado, sino también al crecimiento constante de la demanda. “Después de la pandemia, la demanda eléctrica nacional ha venido creciendo entre 3 y 4 % anual, por encima del crecimiento económico”, afirmó Carranza.

Este incremento es aún más marcado en regiones como la península de Yucatán y Baja California, donde la demanda se ha disparado hasta un 15% anual. “Estamos hablando de una necesidad muy grande que no se resuelve solo con generación”, remarcó.

El fortalecimiento de las redes también es fundamental para destrabar el desarrollo de fuentes limpias. En este sentido, Carranza es categórico: “Sin transmisión no hay transición”. A su juicio, la falta de inversión en transmisión y distribución ha sido el principal obstáculo para incorporar nueva capacidad renovable en México durante los últimos años. “Hubo una perspectiva política que no estaba convencida de la generación renovable, y eso limitó la parte regulatoria para los privados”, observó.

El panorama, sin embargo, ha comenzado a cambiar. “Con la llegada de la Presidenta Sheinbaum, su equipo energético entiende perfectamente la necesidad de diversificar la matriz”, sostuvo Carranza. Esta nueva visión se traduce en oportunidades concretas: al menos 6,000 megawatts de capacidad renovable podrían integrarse a corto plazo, principalmente desde el sector privado. Pero sin redes ampliadas, estas incorporaciones seguirán enfrentando cuellos de botella. “Esta adición de nueva generación tiene que venir aparejada de proyectos para ampliar y fortalecer las redes eléctricas”, subrayó.

La escasa capacidad instalada también ha incrementado los riesgos de cortes de suministro. “En un contexto de pocas inversiones y cambio climático, con temperaturas elevadas en verano, los estados operativos de alerta fueron cada vez más frecuentes”, indicó Carranza.

Aunque las interrupciones no programadas han sido pocas, su impacto sobre grandes usuarios y la confiabilidad del sistema es significativo. “La falla en el suministro eléctrico es un riesgo que está presente constantemente por la falta de inversiones”, advirtió.

Frente a este escenario, México ha comenzado a incorporar tecnologías complementarias para optimizar la operación del sistema sin necesidad de grandes obras inmediatas. “Se han tomado medidas temporales, principalmente con sistemas de almacenamiento de baterías”, señaló el directivo de Akza Advisors. Estas soluciones, junto con el monitoreo avanzado de redes y líneas con capacidad dinámica y estática, forman parte de una estrategia de transición hacia una infraestructura más confiable. “Son proyectos que ayudan a dar confiabilidad, aunque no reemplazan a los estructurales”, aclaró.

En este punto, Carranza valora positivamente el cambio de actitud institucional. “Me sorprende la conciencia que existe dentro de la CFE sobre la necesidad de usar nuevas tecnologías”, afirmó. No obstante, insiste en que el almacenamiento, por sí solo, no resuelve el problema estructural de capacidad. “Estos sistemas brindan soporte temporal, pero los proyectos de expansión ya están planeados y deben ejecutarse cuanto antes”.

México se encuentra en una encrucijada energética: avanzar con determinación en la expansión de sus redes eléctricas o continuar postergando una infraestructura que limita su desarrollo económico y ambiental. El Plan de Expansión 2025-2030 es un paso firme en la dirección correcta. Su éxito dependerá no solo de la inversión, sino de la voluntad política para ejecutarlo sin dilaciones. Como concluyó Carranza: “Hay una necesidad muy clara de ampliar y fortalecer las redes. Y ahora también hay una oportunidad”.

La entrada México busca duplicar sus redes eléctricas en cinco años ante el rezago que pone en riesgo la transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El almacenamiento de energía se abre paso en Colombia y Erco se convierte en pionera al poner en marcha el primer sistema utility scale en su planta La Martina, de 6,9 MWh, que permiten desplazar la curva de generación solar hacia la noche, alcanza a producir cerca de 22,5 GWh anuales.

Adriana Paola Ascencio Riveros, gerente de Erco Generación, explicó que este proyecto es clave para la confiabilidad del sistema, dado que el país enfrenta un déficit energético derivado del crecimiento de la demanda superior al 4% anual y de la lenta expansión de la oferta.

“Lo que estamos percibiendo en el corto plazo es  déficit de oferta energética, lo que a su vez es una oportunidad para la entrada de proyectos de generación de energía”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica.

Ante este contexto, Erco también trabaja en grid forming y en el desarrollo de servicios complementarios para aportar estabilidad a la red en un mercado cada vez más penetrado por las renovables.

Aunque inició como EPCista de proyectos de autogeneración solar para clientes comerciales e industriales, hoy opera con verticales de negocio en construcción de proyectos de energía renovable,  generación y comercialización, a través de su propio comercializador digital independiente.

El grupo busca consolidarse como un ecosistema energético 100% renovable, incluyendo eficiencia energética y electromovilidad. Actualmente cuenta con 65 MW en operación, más de 100 MW próximos a entrar en servicio, y un pipeline superior a 530 MW en desarrollo y construcción.

Asimismo, la ejecutiva mencionó que están evaluando la adquisición de activos por más de 600 MW, que ayudarán con la meta de alcanzar 1 GW en 2030.

El crecimiento del sector no está exento de obstáculos. En Colombia, un proyecto renovable puede tardar entre 6 y 8 años en desarrollarse, principalmente por trámites ambientales, licencias de construcción y consultas previas con comunidades.

“Mientras no exista consulta previa, no es posible avanzar con la construcción de proyectos con área de influencia de comunidades étnicas”, enfatizó Ascencio. A esto se suma la percepción de riesgo país, que dificulta la financiación de proyectos intensivos en capital y retrasa la asignación de deuda.

Por su parte, la ejecutiva resalta que el mercado colombiano ha migrado hacia los contratos de largo plazo como herramienta fundamental de financiamiento. “Antes era muy difícil cerrar una negociación de 15 años, pero hoy Colombia se ha vuelto un mercado de largo plazo porque justamente estamos viabilizando los proyectos”, señaló.

Esto permitió lograr que los precios de la energía solar se ubiquen en el rango de 65-85 USD/MWh, lo que mantiene competitividad frente a otras alternativas.

Estrategias de comercialización

Erco utiliza diversos mecanismos de comercialización: contratos bilaterales en el mercado mayorista, convocatorias públicas y a través de su propio comercializador. 

Sin embargo, estas últimas están bajo revisión por parte del gobierno. La compañía participa de todos los mecanismos, modulando su estrategia según la evolución de la demanda y la regulación.

“Gran parte de nuestra energía se entrega a través de nuestro comercializador directamente al usuario, lo que es una ventaja para garantizar tarifas competitivas”, aclaró Ascencio.

De cara al usuario final, Erco busca un modelo dinámico en el que los clientes participen activamente en la cadena energética. Impulsa esquemas de autogeneración, venta de excedentes y comunidades energéticas, respaldados por la regulación local.

Como piloto, la empresa ya implementó una comunidad energética junto con EPM y la Universidad de Ingeniería de Antioquia.

La visión de la compañía consiste en crecer aceleradamente en capacidad renovable, consolidarse como un actor clave del mercado colombiano y liderar la integración de nuevas tecnologías de almacenamiento, grid forming y modelos de usuario activo que fortalezcan la transición energética del país.

La entrada Grid forming, storage y usuarios activos: la ambiciosa hoja de ruta de Erco para 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

La reducción de costos en proyectos fotovoltaicos no garantiza por sí sola su competitividad. Así lo planteó Alberto Cuter, vicepresidente LATAM & Italia de Jinko Solar, en el Future Energy Summit (FES) Perú, al advertir que enfocarse únicamente en el CAPEX puede arruinar la rentabilidad de las plantas.

El especialista recordó que los paneles, que antes representaban el 50% del CAPEX de un proyecto, hoy equivalen apenas a un 10-12%. Sin embargo, señaló que este cambio en la estructura de costos no debe llevar a subestimar el impacto de la operación y ejemplificó: “Hay países que apostaron al menor CAPEX y luego descubrieron un OPEX mucho más alto del previsto”.

Este desbalance genera que la rentabilidad proyectada al inicio se pierda rápidamente, afectando el retorno de la inversión y la competitividad de largo plazo.

Jinko Solar viene impulsando soluciones tecnológicas que buscan precisamente reducir estos riesgos. La compañía ha consolidado su portafolio con módulos de alta eficiencia basados en tipología de celda TopCon, que hoy dominan el mercado global, y ha comenzado a introducir la tecnología back-contact.

No obstante, el verdadero salto lo proyecta en las celdas tipo Tandem, que combinan silicio con perovskita y ya alcanzan eficiencias cercanas al 35%. Según Cuter, estas innovaciones deberán industrializarse garantizando durabilidad, estabilidad y costos competitivos para que el beneficio tecnológico se traduzca en proyectos rentables a largo plazo.

Para mejorar la competitividad de las plantas, se enfatizó en la necesidad de trabajar de manera integrada en toda la cadena de valor. En su experiencia, varios proyectos europeos dejaron de producir energía porque las decisiones de compra se hicieron mirando solo el Excel de inversión. Por lo que la lección que se debe aprender es que una planta fotovoltaica eficiente no depende solo del precio del módulo o del inversor, sino de la coordinación de todos los componentes y servicios asociados durante los 20 a 30 años de operación.

A este desafío se suma la transmisión, un aspecto que suele ser relegado en el diseño de los proyectos, de manera que Cuter fue contundente: “Uno puede tener la mejor tecnología, pero si la red no acompaña, el proyecto no es rentable”.

En este sentido, retomó ejemplos como los de Chile y Brasil, donde existen plantas de gran escala que no logran inyectar más del 30% de la energía producida por limitaciones en los nodos de conexión.

Casos similares se observan en España e Italia, lo que demuestra que incluso con las tecnologías más avanzadas, sin infraestructura de red adecuada, el valor de la inversión se diluye.

Para evitarlo, el directivo recomendó al sector peruano anticiparse a esos cuellos de botella. La expansión de la transmisión, acompañada por una planificación estratégica del desarrollo renovable, será un factor determinante para que los proyectos puedan entregar toda la energía que generan y no queden subutilizados.

Claves para el futuro del sector

La discusión sobre competitividad también abarcó la fiabilidad de los fabricantes. En esa línea, el referente de Junko Solar indicó que los módulos suelen ofrecer 15 años de garantía de producto y 30 años de garantía de producción, pero este respaldo puede quedar en nada si el fabricante desaparece del mercado.

“¿Qué pasa si después de 4 o 5 años el fabricante ya no existe? La garantía no vale nada”, comentó, subrayando la importancia de elegir socios confiables que puedan acompañar a las plantas durante toda su vida útil.

La reflexión se amplió hacia el futuro del mercado peruano, donde Cuter destacó el potencial de complementar la matriz hidroeléctrica con proyectos solares y eólicos, considerando que alrededor del 10% de la electricidad del país proviene de renovables no convencionales, lo que deja un amplio margen para crecer.

“Perú tiene una oportunidad enorme porque su matriz energética es bastante limpia por la hidro, pero todavía tiene un porcentaje renovable bajo. La hidro y la solar se complementan perfectamente”, apuntó.

Sin embargo, insistió en que el éxito no dependerá únicamente de desplegar proyectos solares a gran escala, sino de hacerlo con el soporte de almacenamiento.

FES Perú marcó un punto de partida para esta discusión en el país. Con más de 400 líderes del sector reunidos en su primera edición, el evento dejó en claro que Perú se enfrenta a un desafío estratégico: transformar su abundante recurso solar en proyectos competitivos, sostenibles y alineados con la transición energética global. La hoja de ruta dependerá de cómo el país gestione hoy sus decisiones de inversión, regulación y planificación de infraestructura.

La entrada Jinko Solar remarcó que Perú debe priorizar OPEX y transmisión para asegurar el éxito de nuevos proyectos fotovoltaicos se publicó primero en Energía Estratégica.

Formosa está escribiendo un nuevo capítulo en su historia energética con más de USD 192 millones que el sector privado invertirá en parques solares distribuidos en ocho localidades, con una proyección total de 217 MW de potencia instalada. Una provincia que durante décadas fue considerada periférica en el sistema eléctrico nacional hoy busca posicionarse como un polo clave de energías limpias en el NEA.

Esto es gracias a una combinación virtuosa de planificación estatal y el arribo de inversiones privadas millonarias, que diversifican la matriz eléctrica y abren un horizonte de desarrollo sostenible.

El avance de la transición energética en Formosa no es un hecho aislado, sino que parte de un proceso más amplio en el país, donde provincias como Chaco también suman parques solares que sustentan el consumo de miles de hogares.

El caso formoseño se destaca además por las políticas públicas que crearon las condiciones necesarias para que el capital privado encuentre un terreno fértil. La existencia de estaciones transformadoras de 500 kV y de 132 kV en distintas zonas de la provincia, resultado de una estrategia estatal previa, facilitó la llegada de proyectos que hoy ya son una realidad.

El proceso que hoy vive la provincia abre una ventana de oportunidades de largo plazo. Formosa se integra a la agenda global de sostenibilidad y se convierte en un actor estratégico en el nuevo paradigma energético. A nivel mundial, la energía solar se ha convertido en una de las fuentes de energía de más rápido crecimiento debido a la disminución de los costos de los paneles y la tecnología, lo cual explica el interés del sector privado. La implementación de proyectos de este tipo en el país refleja una tendencia hacia la sostenibilidad energética.

Inversiones millonarias en energía solar

La apuesta es contundente. Dos grandes compañías lideran esta transformación: MSU Green Energy y Ambientes y Energía SAS, que en conjunto sumarán inversiones de USD 102 millones.

MSU Green Energy ya tiene dos parques en la provincia: el Parque Solar Las Lomitas (22 MW) que está en desarrollo y el Parque Solar Ingeniero Juárez (15 MW) ya en funcionamiento, que en conjunto aportarán 37 MW. Estas instalaciones, que abarcan 80 hectáreas en total y suman más de 63.000 paneles solares, no solo generarán electricidad renovable, sino que también producirán un fuerte impacto ambiental positivo, al reducir más de 43.000 toneladas de CO₂ al año y abastecer a más de 33.000 hogares formoseños.

Por su parte, Ambiente y Energía SAS desarrolla un megaproyecto de parques solares que, con una inversión estimada de USD 67 millones, tendrá una potencia de 80 MW en la región de Laguna Blanca, Ibarreta y Pirané. Estos parques ya están licitados y adjudicados, por lo que falta la autorización de CAMMESA para que se avance con las obras.

A esto se suman las iniciativas proyectadas en Formosa capital, Clorinda y Güemes, que prevé otros 100 MW. El 30 de septiembre se realizará la licitación para elegir a la firma que lleve adelante dichos parques solares. 

Impacto en el desarrollo local

La llegada de estos parques solares genera una cadena de beneficios que trasciende lo energético. En primer lugar, se multiplican las oportunidades de empleo. En paralelo, se impulsa la actividad de proveedores locales y economías regionales, que encuentran en estos proyectos una fuente de crecimiento sostenido.

“Revolucionamos los pueblos donde construimos estos parques, movilizando la economía local y promoviendo el desarrollo”, sintetizó Juan Pablo Martínez, gerente de energía renovable de MSU Green Energy.

Además, genera una alternativa en el servicio eléctrico en distintas zonas de la provincia. En un contexto global marcado por la urgencia de reducir emisiones y afrontar los altos costos de energía que impone la Nación, Formosa aporta con hechos concretos: menos gases de efecto invernadero, más energía limpia y un modelo de desarrollo que conjuga innovación privada, políticas públicas y cuidado ambiental.

Proyección de futuro

La proyección es clara: la energía solar se convierte en un motor de desarrollo económico, social y ambiental, con capacidad para transformar la matriz productiva y abrir nuevas oportunidades en sectores como la industria, los servicios y el turismo sustentable.

Formosa pasa de ser una provincia periférica en el sistema eléctrico a ser estratégica en el nuevo modelo. Lo hace gracias a una combinación de visión estatal, confianza empresarial y compromiso con las generaciones futuras. En un mundo que exige energías más limpias y modelos de desarrollo más inclusivos, Formosa da un paso al frente y se consolida como ejemplo en el NEA.

La transición energética no es un destino lejano, sino un camino que ya empezó a transitarse. Y Formosa lo recorre con paso firme, demostrando que la energía del sol puede iluminar no solo hogares, sino también el futuro de toda una comunidad.

La entrada Más de USD 192 millones en parques solares: con una fuerte inversión privada, Formosa apuesta al desarrollo sostenible se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei eligió el PVBook 2025 como escenario estratégico para presentar dos soluciones de almacenamiento que apuntan a marcar un nuevo estándar en la región: la LUNA2000-4.5MWh-2H1, orientada a proyectos utility-scale, y la LUNA2000-215-2S10, diseñada para el segmento comercial e industrial (C&I).

Ambas responden a los desafíos que enfrenta América Latina en la integración de energías renovables en la red eléctrica, aportando eficiencia, flexibilidad y seguridad en distintas escalas de proyecto, y su información ya se encuentra disponible en el catálogo internacional estratégico y gratuito, desarrollado por Energía Estratégica. 

El sistema LUNA2000-4.5MWh-2H1 ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies HQ, con una potencia nominal de 2.236 kW y un régimen de carga/descarga de 0,5 C. Con una eficiencia RTE del 90,3 %, maximiza el retorno de inversión para desarrolladores y operadores.

Además, integra un sistema de enfriamiento líquido que optimiza la temperatura y dispone de certificaciones de protección eléctrica y térmica IP55 y UL9540A. Además, cuenta con diagnóstico inteligente que permite ejecutar operación y mantenimiento en segundos, reduciendo costos y tiempos de gestión.

Por su parte, LUNA2000-215-2S10 se presenta como una solución ideal para empresas e industrias que buscan autonomía energética con fiabilidad. Con 215 kWh útiles, 100 % de profundidad de descarga y un ciclo de eficiencia de 91,3 % a 0,5 C, este sistema destaca por su diseño plug-and-play y su capacidad de monitoreo remoto que simplifica la operación y el mantenimiento.

Su resistencia a entornos exigentes —operando entre –30 °C y 55 °C y a alturas de hasta 4.000 metros sobre el nivel del mar— la convierte en una herramienta adaptada a los desafíos propios de la región.

ACCEDA AL PVBOOK

Estas innovaciones llegan en un momento en que el sector energético latinoamericano atraviesa un crecimiento sostenido en energías renovables y exige cada vez más soluciones de almacenamiento confiables y eficientes.

De este modo, Huawei ha sabido anticiparse a estas necesidades locales con tecnologías que integran no solo eficiencia técnica, sino también capacidades digitales avanzadas como monitoreo inteligente, compatibilidad con sistemas híbridos y gestión de redes. Esta flexibilidad ha sido crucial para su consolidación en un entorno altamente competitivo y tecnológicamente exigente.

El respaldo de su trayectoria en la región otorga credibilidad a estas nuevas propuestas. De acuerdo con datos de Wood Mackenzie, en 2024 Huawei se posicionó como el claro líder del mercado de inversores fotovoltaicos en América Latina y el Caribe, con un 39 % de la cuota regional.

En números absolutos, esto representó aproximadamente 11.160 MWac de los más de 28.600 MWac enviados en la región durante el año, una muestra contundente de su capacidad de despliegue y volumen.

El impulso de la firma ha estado marcado por su estrategia de penetración en proyectos utility-scale y productos inteligentes adaptadas a las condiciones específicas de los mercados latinoamericanos, consolidándose como referencia indiscutible en tecnología inversora.

ACCEDA AL PVBOOK

Además de su apuesta por utility-scale, Huawei ha fortalecido su presencia en el segmento C&I con soluciones de storage y nuevos inversores optimizados para grandes instalaciones. También expandió su red de distribución en mercados emergentes como Bolivia, impulsó tecnologías Grid Forming para reforzar la estabilidad de la red y colaboró con CENACE en México en la digitalización de la operación eléctrica. Estos movimientos estratégicos le valieron ser reconocida por cuarto año consecutivo como “Customers’ Choice” en el informe Gartner Peer Insights 2025 para plataformas de almacenamiento, confirmando la confiabilidad y el reconocimiento internacional de sus soluciones.

La participación de Huawei en el PVBook 2025, catálogo internacional elaborado por Energía Estratégica y disponible de manera gratuita, constituye un aporte significativo para el ecosistema renovable, ya que acerca información técnica validada a desarrolladores, EPCistas e inversionistas que planifican proyectos en Latinoamérica y Europa. Con la LUNA2000-4.5MWh-2H1 y la LUNA2000-215-2S10, la compañía no solo refuerza su liderazgo en almacenamiento energético, sino que también ratifica su compromiso con una transición energética más limpia, confiable y resiliente en la región.

ACCEDA AL PVBOOK

La entrada Huawei refuerza su liderazgo en LATAM con almacenamiento de alta eficiencia y diagnóstico inteligente se publicó primero en Energía Estratégica.

 S-5!, autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos, anuncia nuevas alianzas de distribución en Argentina, Colombia, El Salvador y Guatemala. Estas alianzas estratégicas representan un paso importante en la expansión de S-5! en América Latina, haciendo que su línea completa de soluciones de fijación solar sea más accesible que nunca en la región.

• Argentina – Taurus Energía

Taurus Energía, la división de energía renovable de Grupo Taurus en Buenos Aires, se suma a la red de distribución en Argentina. Grupo Taurus, una empresa familiar con más de 60 años de experiencia industrial, lanzó Taurus Energía para atender la creciente demanda de soluciones de energía renovable personalizadas y equipos especializados.

“Vemos a S-5! como una empresa sólida que respalda sus productos y su trayectoria. Con esta nueva alianza, buscamos transmitir la confiabilidad tanto de la marca S-5! como de nuestra empresa a nuestros clientes, quienes tienen necesidades diversas pero comparten un mismo objetivo: trabajar con productos y personas de confianza”, comentó Joaquín Rivero, gerente de Desarrollo de Negocios en Taurus Energía.

• Colombia – iNaranja

Con sede en Bogotá, iNaranja es una firma de ingeniería y consultoría energética enfocada en el diseño, desarrollo e implementación de proyectos eléctricos, solares y de eficiencia energética en toda Colombia. Reconocida por su enfoque práctico y experiencia técnica, iNaranja ahora acerca las soluciones de S-5! a clientes que buscan fijaciones solares rentables y de alto rendimiento.

“Probamos los productos de S-5! en nuestras propias instalaciones, lo que confirmó su resistencia, confiabilidad y las ventajas que aportan a nuestro mercado. La innovación detrás de sus productos responde directamente a nuestra necesidad de mantener los costos operativos bajo control sin sacrificar calidad. Las soluciones S-5! nos brindan la confianza de ofrecer lo mejor a nuestros clientes y al mercado regional. Recibimos esta alianza con gran entusiasmo, sabiendo que nos permitirá fortalecer proyectos más eficientes y competitivos”, afirmó Luis Betancourt, ingeniero de Ventas en iNaranja.

• El Salvador & Guatemala – Sunrise Latam 

Como distribuidor regional de soluciones fotovoltaicas “todo en uno”, Sunrise apoya a EPCs, integradores de sistemas e instaladores con un portafolio integral de productos de calidad, soporte técnico localizado y capacitación continua en El Salvador y Guatemala.

“Elegimos asociarnos con S-5! por su ingeniería comprobada y su portafolio de soluciones específicas por aplicación que preservan la integridad del techo. Con esta alianza, nuestros clientes se beneficiarán de especificaciones precisas, tiempos de respuesta rápidos y disponibilidad local de inventario, lo que en última instancia reducirá los costos generales de los proyectos y elevará el estándar de instalación”, señaló Alejandro Díaz, gerente regional de Ventas en Sunrise.

La entrada S-5! estiende su red de distribución en América Latina se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos de la Provincia de Buenos Aires, a través de la Subsecretaría de Energía bonaerense, firmó un convenio con autoridades de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) y el Foro Regional de Energía de Buenos Aires (FREBA) para financiar el desarrollo y la implementación del primer dispositivo argentino en escala real para el aprovechamiento de energía undimotriz.

Esta nueva tecnología, también conocida como energía olamotriz, es la que aprovecha el movimiento de las olas para generar electricidad y se instalará en la Escollera Norte del Puerto de Mar del Plata. Se trata de un hito para la industria y la ciencia argentina, ya que combina investigación aplicada, transferencia tecnológica y producción local, fortaleciendo el vínculo entre Universidad, Estado y sector privado.

El convertidor consta de dos boyas unidas a un núcleo donde se encuentra el mecanismo que transforma el movimiento ondular del mar en un movimiento giratorio continuo que se envía a un generador para producir la energía eléctrica.

El Convenio Específico que se suscribe en esta ocasión, prevé un financiamiento de USD 138.000 con fondos de Investigación y Desarrollo provenientes del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida Renovable (PROINGED), administrado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía y el FREBA. Los fondos de este Programa provienen de un agregado tarifario para energías renovables que los usuarios abonan con las facturas de electricidad de la Provincia de Buenos Aires.

El convenio fue firmado en el Centro Bonaerense de Energías Renovables por el subsecretario de Energía, Gastón Ghioni; el presidente de FREBA, Fernando Pini; el secretario General del Foro, Gustavo Piuma Justo; el decano de la UTN Regional Buenos Aires, Guillermo Oliveto; y el coordinador del PROINGED, Ricardo Lospinnato.

Beneficios de la tecnología desarrollada

• El aumento de la cantidad de energía renovable en la matriz energética.
• La disponibilidad energética del mar argentino está considerada como una de las mejores del mundo.
• La construcción de los equipos convertidores en nuestro país para fomentar el trabajo nacional.
• La inversión necesaria para la construcción de estos equipos es comparable a los aerogeneradores, pero con un potencial 5 veces superior con un factor de capacidad mucho mayor.
• El impacto ambiental de esta tecnología es muy bajo, el dispositivo no perturba la flora ni la fauna marina durante su funcionamiento, no requiere el uso de combustibles.
• La energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la energía eólica.

La entrada La Provincia de Buenos Aires desarrollará el primer dispositivo de energía undimotriz de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) Perú expuso el nuevo mapa de inversiones renovables en el país junto a más de 400 líderes del sector, entre representantes de empresas, autoridades gubernamentales y organismos multilaterales. 

La jornada se enfocó en definir regulaciones, analizar las condiciones de mercado y acelerar la transición energética en el país. Por lo que uno de los paneles centrales fue “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, donde referentes del sector revelaron cifras concretas y plantearon los principales desafíos que enfrenta la industria.

Uno de los anuncios más destacados fue el de Marco Fragale, CEO de Orygen, quien confirmó que la compañía mantiene su presencia con centrales hidroeléctrica, térmica, solar y eólica, que planea ampliar en los próximos años. 

“Mantenemos un amplio portafolio y una cartera priorizada de alrededor de 3 GW de nuevas plantas renovables. Esos 3 GW son solares y eólicos híbridos, con una relación 50-50, aunque un poco más eólico porque hay mucho solar en el sistema, pero tenemos proyectos híbridos que nos ayudan a ser más competitivos”, reconoció. 

Por el lado de Fenix, su gerente general Juan Elías Salinas explicó que la empresa, con operaciones integradas entre Chile y Perú, cuenta con cerca de 5000 MW de capacidad instalada, con un 60% proveniente de renovables. 

Y en el caso peruano, avanzan con más de 2000 MW en desarrollo. “Queremos encontrar un portafolio diversificado tecnológica y geográficamente en Perú”, afirmó Salinas, en línea con las proyecciones de crecimiento de la demanda.

Mientras que Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, destacó el camino recorrido por su empresa desde 2015 hasta la fecha, con la operación de su primera central hidroeléctrica, la compra de dos parques solares en Arequipa e Ica, y el proceso de adquisición de una tercera planta eólica, lo que completará 400 MW de capacidad.

“Tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, vaticinó. 

“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual, y vemos que los beneficios los puedan tener tanto las grandes industrias como todo el país”, agregó. 

La transmisión será fundamental para el ingreso de dichos parques de generación renovable. Es por ello que desde ISA Energía brindaron definiciones sobre las necesidades del sistema a mediano plazo. 

Según Cristian Remolina, gerente general de la compañía, se requerirán 3000 MW de capacidad adicional hasta 2028 para sostener el equilibrio de la matriz. Aunque aclaró que las redes planificadas están diseñadas para responder a la demanda de las próximas décadas.

Análisis de precios: renovables cada vez más competitivas

Uno de los aspectos más relevantes del debate fue la reducción acelerada de los precios solares, especialmente en el contexto actual del mercado. Los especialistas estimaron que los proyectos fotovoltaicos en Perú se ubicarán “muy por debajo” de los USD 35 MWh, y podrían alcanzar niveles menores a los USD 30 MWh, dependiendo del factor de planta y otros parámetros técnicos.

No obstante, coincidieron en que el análisis de precios debe considerar más que el costo nivelado. Sino que enfatizaron la necesidad de evaluar también cuánto tiempo transcurre desde la concepción del proyecto hasta su construcción, etapa en la que las trabas regulatorias tienen un impacto directo.

En este punto, Fragale fue claro al señalar que aún no han incluido almacenamiento en el portafolio de Orygen, aunque las condiciones podrían cambiar pronto. 

“Se dan cambios en el mercado de servicios complementarios, que junto con un requerimiento para todas las centrales, podría dar la posibilidad de implementar más proyectos de almacenamiento y generar un mercado de baterías, siempre y cuando el reglamento sea óptimo y eficiente”, expresó el CEO.

Remolina aportó que uno de los avances más esperados en este frente es la reglamentación de la ley de servicios complementarios, cuyo contenido normativo se prevé para el comienzo del próximo año. “Se espera que el reglamento se emita en enero de 2026”, manifestó el ejecutivo de ISA Energía, quien ve en esta norma un catalizador para desplegar almacenamiento a gran escala.

El diagnóstico general de los líderes energéticos fue claro: Perú tiene más de 6000 MW de proyectos renovables en marcha proveniente de grandes players del sector, con costos competitivos y un apetito privado para invertir. Sin embargo, sin reformas regulatorias claras y ágiles, el potencial no se traducirá en resultados concretos a la velocidad requerida por la transición energética.

La entrada FES Perú: Grandes energéticas revelaron más de 6 GW en proyectos y prevén precios solares récord se publicó primero en Energía Estratégica.

Lader Energy fortalece su estrategia en Chile con una cartera de proyectos en desarrollo, apostando por proyectos híbridos (solar + almacenamiento) y sistemas BESS (battery energy storage system) stand alone a lo largo del país. 

“Tenemos un portafolio de 1,6 GW aproximadamente, de los cuales casi 1 GW están contratados con inversionistas. Estamos trabajando con dos fondos de inversión en cuatro proyectos, de los cuales tres parques solares se ubican en la zona central y sur del país, y uno en la zona norte”, reveló su CEO, Horacio Vásquez, en diálogo con Energía Estratégica. 

El proyecto localizado en Antofagasta se trata de un parque híbrido que contempla 300 MW de capacidad fotovoltaica solares más sistemas de almacenamiento BESS. Mientras que el segundo mencionado se denomina “Rinconada Solar”, en la Región Metropolitana”, el cual prevé 220 MW de potencia fotovoltaica y acaba de ingresar al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile.

“Por otro lado, tenemos dos proyectos denominados El Coipo Solar (120 MW) y Monterrico Solar (240 MW), que están en la comuna de Teno (región del Maule) y en la zona de Chillán (Región de Ñuble), que están en tramitación ambiental. Estos proyectos los tenemos con fondos de inversión, y se espera que puedan iniciar construcción en 2027”, afirmó Vásquez. 

Además de estos proyectos en sociedad, la compañía desarrolla dos iniciativas por cuenta propia que destacan por su perfil innovador. Una de ellas es la central BESS Lo Prado, un sistema stand-alone de 300 a 400 MW con cinco horas de almacenamiento, ubicado en la Región Metropolitana, que ingresará a tramitación ambiental durante octubre. 

“En tanto que el otro es Las Cardas Solar, una planta de 200 MW solares con BESS ubicada en la Región de Coquimbo, que tiene previsto su ingreso ambiental antes de fin de año y proyecta su construcción para 2028”, complementó el CEO de Lader Energy. 

“Nuestro objetivo es pasar de 1,5 GW en desarrollo a alrededor de 2,5 GW de proyectos en desarrollo con inversionistas en los próximos dos años”, aseguró Vásquez Mena.

El pipeline chileno se complementa con una presencia regional en rápido crecimiento. Según cifras oficiales de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia, 120 MW en Ecuador y 200 MW en México, con planes de escalar a 600 MW en este último mercado antes de fin de año.

La firma también avanza en nuevos modelos de negocio complementarios al desarrollo utility scale. En este sentido, acaba de completar su primer proyecto de generación distribuida bajo Net Billing, con un sistema de 300 kW fotovoltaicos para la Universidad de Chile, con PPA firmado y ya inaugurado días atrás.

Con este modelo, la compañía apunta a clientes industriales, comerciales y del sector educativo que requieren soluciones flexibles, rápidas y con bajo consumo de suelo.

Demanda 24/7 y la irrupción de los data centers

Lader Energy también identifica un nuevo segmento de mercado en crecimiento: los data centers, que requieren suministro continuo renovable 24/7 y se están convirtiendo en un actor clave de la demanda energética en Chile.

“Ya llevamos 3-4 meses con ese modelo de negocio complementario y estamos conversando con varias empresas de data centers”, reconoció Vásquez Mena, aludiendo que Chile aparece como destino privilegiado para estos proyectos por su infraestructura de telecomunicaciones y conectividad, lo que podría transformar al país en un hub regional de almacenamiento y procesamiento de datos.

En este contexto, la firma ya trabaja en aprovechar terrenos propios, cercanos a conexiones disponibles, para desarrollar proyectos específicamente diseñados para este tipo de clientes y lograr la aprobación de los permisos en el menor tiempo posible. 

La entrada Lader Energy traza su hoja de ruta de 2,5 GW en Chile con foco en proyectos híbridos y BESS stand-alone se publicó primero en Energía Estratégica.

Con el foco puesto en consolidarse como un actor clave en la transmisión eléctrica de la región, Alupar suma cuatro nuevos proyectos en Perú y alcanza un total de 14 iniciativas adjudicadas en el país. “Estamos en un crecimiento constante”, manifestó Antony Suárez, Ingeniero Regulatorio de Alupar, al destacar que la compañía ha ganado licitaciones tres años consecutivos, desde 2023 hasta 2025.

Entre las nuevas adjudicaciones en Perú se destacan los proyectos ITC: “Nueva Subestación Palca 220 kV, LT 220 kV Palca-La Pascana, ampliaciones y subestaciones asociadas (Arequipa)”, “Enlace 220 kV Planicie – Industriales, ampliación a tercer circuito”, “Enlace 138 kV Abancay Nueva – Andahuaylas, ampliaciones y subestaciones asociadas”, y “Enlace 138 kV Derivación San Rafael – Ananea, ampliaciones y subestaciones asociadas”. Estas iniciativas permitirán reforzar la infraestructura de transmisión en zonas clave del país, alineadas con el objetivo de habilitar capacidad para futuras conexiones renovables y acompañar el crecimiento sostenido de la demanda eléctrica.

La multinacional brasileña avanza en su plan de expansión latinoamericano con presencia operativa en Colombia, Perú y Chile, al margen de su casa matriz. “Nuestra matriz es una de las transmisoras más grandes de Latinoamérica, con cerca de 9.000 kilómetros de líneas en Brasil. En la TAM —que incluye los demás países— ya operamos 600 kilómetros y queremos llegar a más”, detalló Suárez en diálogo con Energía Estratégica.

En el caso específico de Perú, los 14 proyectos adjudicados incluyen líneas garantizadas, sistemas complementarios (SGP-SCT) y reasignaciones. La empresa ya operaba desde 2013 con una generadora conocida como La Virgen, pero desde entonces amplió su portafolio para enfocarse en su core de transmisión y generación. “Queremos ser una empresa líder, top, en el rubro de transmisión”, afirmó el ejecutivo.

El cronograma previsto contempla la entrada en operación de la mayoría de los proyectos para el año 2029, con contratos que estipulan 47 meses desde su adjudicación, lo que sitúa las fechas de puesta en marcha entre septiembre y octubre de ese año. La hoja de ruta técnica comenzará con ingeniería básica, seguida del abordaje de temas complejos como sostenibilidad, medioambiente y servidumbre predial.

“Eso siempre es lo más complicado”, advierte Suárez, quien resalta la importancia de la interrelación con los stakeholders, incluyendo OSINERGMIN, COES y empresas interconectadas, antes de avanzar a la obra civil. Aún sin cronogramas internos finalizados, Alupar busca llegar a tiempo a la etapa de pruebas y marcha blanca dentro del plazo estimado.

En paralelo, la compañía prepara sus redes para facilitar la conexión de energías renovables (RER). “Una parte importante es que dejamos habilitada la infraestructura para que estas centrales puedan inyectar su energía al sistema”, indicó Suárez. Entre los proyectos con los que ya mantienen contacto se destacan centrales eólicas como Vientos de Medianía, Morrope (implementada por Orygen) y Nailam, todas de 100 MW de potencia aproximada, con entrada en operación prevista desde 2026.

Actualmente, en Perú existen 45 proyectos renovables con estudios pre-operativos aprobados, que en conjunto suman 10.000 MW de posible nueva oferta, con una capacidad promedio de 180 MW cada uno. De ese total, 620 MW ya cuentan con concesión otorgada, mientras que la demanda nacional apenas supera los 7.000 MW. Este desbalance genera preocupación en el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que proyecta congestiones en la red eléctrica hacia 2033, incluso bajo condiciones normales de operación.

Frente a este escenario, la infraestructura de transmisión toma un rol crítico. “Actualmente estamos en el boom de las renovables. Hay muchos proyectos en todo el país y hay que tener claro que para llevar esa energía se necesitan dos partes muy importantes: transmisión y distribución”, analizó el ejecutivo. En ese sentido, remarcó que mientras la gran industria puede conectarse en alta tensión, “la mediana y la pequeña empresa necesitan que los distribuidores lleven redes en media tensión”.

El ejecutivo considera clave que el Estado acelere tanto los proyectos de transmisión como los de distribución, especialmente los proyectos ITC. “Al final, ellos son los que van a llevar la energía hasta la puerta del usuario final”, enfatizó.

Sobre la nueva Ley 32249 y el marco de servicios complementarios, Suárez reconoce que Alupar mantiene su apuesta principal en la transmisión. “Para generación hay mucha competencia, por eso tomamos una postura de estar mejor en la remuneración garantizada”, explicó. No obstante, señaló que será clave observar cómo evolucionan el almacenamiento de energía, el control de picos y la optimización del transporte, elementos que forman parte del nuevo marco.

Alupar también colabora en la actualización de la infraestructura existente, al conectarse con terceros que serán partners contractuales durante 30 años. “Nosotros mejoramos la infraestructura eléctrica que encontramos: cambios en protecciones, comunicaciones, todo por el bien del sistema peruano”, destacó el ingeniero.

Por último, sin descartar nuevos negocios, la compañía evalúa su reingreso en generación hidroeléctrica y solar. “Tenemos un equipo de nuevos negocios muy fuerte que está detrás de todo esto. Estamos evaluando hacer alguna central fotovoltaica o incluso alguna eólica, aunque no es la prioridad”, anticipó Suárez.

La entrada Alupar adjudicó nuevos proyectos de transmisión en Perú y habilita capacidad para centrales renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La implementación de tecnologías de almacenamiento con baterías (BESS) se posiciona como una necesidad estratégica para la descarbonización y modernización del sistema eléctrico panameño. No obstante, la falta de un marco regulatorio específico impide su integración plena a las licitaciones energéticas y limita su potencial para brindar estabilidad y eficiencia a la red.

“La regulación del almacenamiento energético requiere una metodología concisa que equilibre el cumplimiento normativo, los detalles técnicos y la eficiencia en la descarbonización de la matriz eléctrica”, manifestó la profesional en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs.

El almacenamiento con baterías es una herramienta clave para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico. Lindo Riggs sostuvo que los BESS son fundamentales porque permiten regular la frecuencia, recortar picos de demanda y asegurar el arranque en negro, funciones esenciales en una red moderna. “Los sistemas de almacenamiento de energía con baterías son parte clave de la matriz diversificada y resiliente del presente y futuro”, destacó.

Pero para que el almacenamiento cumpla ese rol estratégico, es imprescindible que el Estado promueva condiciones adecuadas. “Se requiere innovación desde las instituciones públicas del sector energético, las organizaciones y empresas privadas y la construcción de infraestructura de punta”, indicó.

Actualmente, el principal obstáculo es la falta de una regulación técnica y normativa que habilite al BESS a participar activamente en el Sistema Interconectado Nacional. Lindo Riggs remarcó que es necesario que la entidad reguladora del sector eléctrico adopte un procedimiento claro para evaluar el estado de flexibilidad del sistema y los requisitos mínimos necesarios. “Es necesario que se estipule con claridad un reglamento para la participación de las tecnologías de almacenamiento desde la generación”, explicó. Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.

Además, señaló que deben publicarse informes regulares sobre la flexibilidad del sistema eléctrico, lo cual permitirá entender la necesidad real de integración de almacenamiento y orientar la planificación técnica.

Lindo Riggs también advirtió sobre la falta de un cronograma oficial de licitaciones, lo cual limita la planificación del sector y debilita las señales de política pública. “Nos está haciendo falta un documento que oficialice el cronograma de licitaciones”, planteó, y propuso que este podría concretarse a través de una resolución de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), publicada en la Gaceta Oficial.

En ese sentido, subrayó que sería fundamental adendar el pliego de cargos de la licitación de octubre para enero e incluir los sistemas de almacenamiento de energía con baterías. “Eso sería lo primero para darle sustento como política pública a lo indicado por el actual secretario”, sostuvo.

Uno de los grandes desafíos técnicos es definir cómo se integrarán los BESS a las redes de transmisión o distribución. Para ello, la profesional sostuvo que se deben establecer los códigos de seguridad, pruebas de verificación de rendimiento y procedimientos de puesta en servicio. “Importante es definir en la regulación cómo se llevaría a cabo su integración con redes de transmisión o distribución, cuáles serían los códigos de seguridad a aplicar, y cuáles serían las pruebas de verificación de rendimiento que se aplicarían a los BESS a instalar en Panamá”, puntualizó.

La transformación del sistema no puede depender solo de los actores técnicos o del sector privado. Lindo Riggs llamó al Poder Ejecutivo a liderar el proceso, promoviendo la implementación de nuevas tecnologías como el almacenamiento. “Desde el poder ejecutivo se requiere promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional”, afirmó.

Para ella, esta transformación no solo es técnica, sino también estratégica: se trata de construir una economía basada en innovación y energías renovables, donde el almacenamiento tenga un rol protagónico.

Panamá se encuentra ante una oportunidad histórica para transformar su sistema eléctrico mediante la integración de tecnologías como el almacenamiento con baterías. Pero para ello, es urgente avanzar en una regulación clara, técnica y actualizada que permita su despliegue con garantías.

Como resumió Rosilena Lindo Riggs, “el almacenamiento de energía es fundamental para la construcción y operación de redes eléctricas modernas”. Sin reglas claras, su potencial quedará subutilizado en un contexto que exige soluciones cada vez más resilientes, limpias y eficientes.

La entrada Advierten que Panamá necesita reglas claras para integrar almacenamiento con baterías al sistema eléctrico se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado colombiano de energías renovables atraviesa un momento decisivo. Con solo un 8% de participación en la capacidad instalada de generación, el país dispone de un margen considerable para nuevas inversiones, tanto nacionales como internacionales.

Marco Vera, gerente de Vera Energy SAS, aseguró que “el potencial de crecimiento es aún amplio”. De esta manera, en diálogo con Energía Estratégica, recomendó que la transición debe entenderse más como una adición energética que como un reemplazo, donde la clave será la diversificación.

En este sentido, considera fundamental no limitarse al desarrollo de la energía solar fotovoltaica y la eólica, sino integrar tecnologías como pequeñas centrales hidroeléctricas, bioenergía, geotermia e incluso nuclear. “Se requiere mantener los incentivos tributarios a la inversión y los incentivos regulatorios para la operación técnica y comercial”, subraya.

El interés por invertir en Colombia sigue la tendencia global en renovables, aunque las motivaciones locales difieren. “La necesidad particular de Colombia no es la descarbonización per se de la matriz, dado que es relativamente baja la intensidad de carbono de la misma, dada la mayor participación de las hidroeléctricas de gran escala”, explicó Vera. Por ello, insiste en que el país debe priorizar un enfoque en seguridad y complementariedad energética, más que en liderar la acción climática regional.

Atraer capital sigue siendo el gran desafío. La naturaleza intensiva en capital de estos proyectos hace imprescindible abrir el sector a fondos internacionales de inversión, banca multilateral y recursos de cooperación climática.

Sin embargo, persisten barreras que afectan la confianza de los inversionistas, como la complejidad del licenciamiento ambiental y los elevados costos derivados de las consultas previas con comunidades étnicas. “La viabilidad social y territorial de los proyectos requieren también ajustes institucionales”, advirtió el directivo.

En cuanto a las preferencias del mercado, la energía solar fotovoltaica es la más demandada, principalmente por su capacidad de descentralizar la generación y desarrollar recursos energéticos distribuidos, pero su bajo factor de planta está impulsando el crecimiento de proyectos híbridos que incluyen sistemas de almacenamiento con baterías, lo que ofrece mayor estabilidad a la red.

Los inversionistas también concentran su atención en proyectos greenfield en estado Ready to Build, aunque los más conservadores optan por proyectos en estado COD, aun pagando sobrecostos para reducir riesgos constructivos y garantizar contratos de compraventa de energía a largo plazo.

Los esquemas de financiamiento más utilizados son los contratos PPA con offtakers bancables, que permiten plazos de entre 15 y 20 años, mientras que las PCHs continúan estructurándose bajo modelos de project finance vía sociedades SPV con administración fiduciaria, que aseguran flujos de caja estables. En proyectos de menor escala, como minigranjas solares, los inversionistas estratégicos utilizan equity a través de fondos de inversión, mitigando riesgos mediante la participación directa de los promotores en acuerdos como JDA, SPA, EPC, PPA y COD.

No obstante, el esquema del Cargo por Confiabilidad sigue siendo una barrera. “El esquema sigue representando más un costo que un ingreso para este tipo de proyectos de generación a partir de energías renovables variables”, sostuvo Vera.

En su opinión, la regulación debe evolucionar hacia mecanismos que remuneren servicios complementarios, como los ancillary services, y que reconozcan el valor de la complementariedad eficiente en la operación del sistema eléctrico.

Pese a los retos, la perspectiva para los próximos años es favorable. Colombia no busca convertirse en el hub de renovables de América Latina, pero sí en un referente en innovación para la seguridad energética. “Lo que sí podríamos liderar es en impulsar un hub de innovación para la seguridad energética, con la participación de distintas fuentes y tecnologías, tanto convencionales como no convencionales, renovables y no renovables, que nos garantice un desarrollo y crecimiento sostenible a precios competitivos”, concluyó el gerente de Vera Energy SAS.

La entrada Colombia busca atraer capital internacional para ampliar su 8% en renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Gremial de Pequeños y  Medianos Generadores (GPM-AG) compartió a los candidatos presidenciales (habrá elecciones en noviembre del presente año) y a la  opinión pública su Position Paper “2026-2030: certezas, competencia y flexibilidad  para el futuro energético de Chile”, que busca aportar insumos concretos al debate  sobre el desarrollo del sistema energético nacional durante los próximos años. 

El documento, de 10 páginas, propone una Agenda Ejecutiva de Trabajo sustentada  en cuatro ejes estratégicos: certeza regulatoria, competencia efectiva, flexibilidad  del sistema y suficiencia energética. Los ejes representan 10 prioridades de acción  orientadas a promover un mercado eléctrico más transparente, competitivo y  sostenible. 

Con este Position Paper, GPM-AG hace un llamado a avanzar hacia un marco  regulatorio predecible, a fortalecer la competencia y a disponer de un sistema  flexible, capaz de incorporar soluciones de almacenamiento y tecnologías de manera  neutra, promoviendo una transición energética que beneficie a todo el país. 

El diagnóstico que plantea GPM-AG refleja los principales obstáculos que enfrenta el sector. Entre ellos destacan la falta de certeza regulatoria y los procesos de permisos lentos y complejos; un mercado de licitaciones dominado por grandes empresas que limita la participación de actores medianos; y un marco de distribución obsoleto que impide la digitalización y el acceso abierto. 

Asimismo, la asociación advierte sobre el aumento de vertimientos por congestión y rigideces operacionales, lo que reduce la eficiencia del sistema y erosiona la rentabilidad de los proyectos renovables. 

Otro de los puntos críticos es la escasa habilitación del almacenamiento energético: las baterías no pueden integrarse de forma plena en proyectos de distinta escala sin perder beneficios regulatorios. 

A ello se suma la concentración del negocio de potencia y servicios complementarios en manos de grandes generadores, la falta de soluciones renovables con almacenamiento para los sistemas medianos y territorios aislados —que aún dependen del diésel— y los crecientes problemas de seguridad por robos y vandalismo en instalaciones.

Para enfrentar estos desafíos, el gremio propone un conjunto de medidas. En materia de certeza regulatoria, plantea la implementación obligatoria de evaluaciones de impacto regulatorio y la aplicación de principios de gradualidad y no retroactividad en los cambios normativos. A la par que sugiere mejorar la coordinación entre instituciones públicas y reforzar reglas de competencia que eviten ventajas indebidas de los actores dominantes. 

En cuanto a licitaciones, GPM-AG sugiere incorporar contratos flexibles, con bloques horarios y reconocimiento explícito del almacenamiento y la potencia firme, lo que abriría espacio a una mayor participación de empresas pequeñas y medianas. 

“Se propone asegurar mayor participación del 41,2% de capacidad instalada en manos de generadores medianos, diversificando la oferta y reduciendo la concentración”, detalla el Position Paper.

Asimismo, plantea la habilitación de hibridación de proyectos con baterías sin perder beneficios regulatorios, un marco específico para sistemas BESS stand-alone y la creación de un sandbox regulatorio para pilotos de flexibilidad. 

La agenda también contempla la simplificación de la permisología a través de una ventanilla única digital, plazos perentorios y silencio positivo en trámites clave, así como la modernización de los sistemas medianos, con acceso abierto, incorporación de almacenamiento y medición de impactos territoriales en empleo, reducción de costos y continuidad de servicio. 

Un llamado para el nuevo ciclo político

GPM-AG enmarca estas propuestas en el contexto del nuevo ciclo político 2026–2030, considerando que en noviembre el país elegirá nuevo presidente y, por tanto, cambiarán las autoridades que definirán el rumbo y planificación de la transición energética. 

Para el gremio, es clave establecer un marco de reglas claras y predecibles que asegure mayor competencia, diversificación tecnológica y una transición energética justa que favorezca tanto a los inversionistas como a los consumidores finales. 

El documento concluye que, con las reformas adecuadas, Chile podrá reducir vertimientos, mejorar la seguridad de suministro, bajar los costos para los usuarios y dar un paso decisivo en la descarbonización, consolidando un sistema eléctrico más resiliente y preparado para los desafíos del futuro.

Sobre GPM:  

Es la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), que representa a  20 empresas de generación eléctrica, con presencia en las 16 regiones de Chile.  

La entrada GPM compartió Position Paper 2026-2030 a candidatos presidenciales y a la opinión pública se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante la gira regional “Retos de Productividad y Estrategias para Acelerarla en el Sector Energético Global y Regional”, desarrollada por KPMG en septiembre en El Salvador, Honduras, Guatemala y Costa Rica, se abordaron los principales desafíos estructurales que enfrenta Centroamérica para mejorar su productividad energética. Con la participación de más de 150 líderes del sector, la Directora de Operaciones Comerciales en EDP Services, Ingrid Chávez de Mendoza, destacó que el enfoque estuvo puesto en identificar brechas concretas y oportunidades de mejora para fortalecer la competitividad.

Las exposiciones estuvieron a cargo de Silvia González Zamora, líder global de sostenibilidad social; Alberto Rivas González, líder de tecnología y cadena de valor ética en América; y Luis Rivera, socio consultor y líder regional centroamericano, quienes compartieron un diagnóstico enfocado en tres drivers fundamentales de productividad: intensidad de capital, composición de la fuerza laboral y productividad multifactorial.

Según Chávez de Mendoza, el primero de estos ejes aborda la inversión en infraestructura, tecnologías y activos para modernizar el sector energético. “La intensidad de capital está relacionada con la inversión en nuevas tecnologías, activos, infraestructura y con la modernización del sector energético”, manifestó. Este punto incluye la capacidad instalada en generación, transmisión y distribución, y su impacto en la reducción de costos y sostenibilidad. Mientras Costa Rica lidera con un 99,98% de generación eléctrica renovable, Honduras mantiene niveles elevados de pérdidas en transmisión, con una necesidad de inversión del 41%.

En cuanto a la composición de la fuerza laboral, el análisis se centró en la preparación técnica, diversidad y participación femenina. Chávez de Mendoza explicó que “se valora la participación femenina y de grupos tradicionalmente excluidos como condición necesaria para una transición energética justa y sostenible”. No obstante, la región muestra cifras bajas: 32% de participación femenina en renovables y 22% en petróleo y gas, con apenas 24% en juntas directivas y 22% en gerencias en empresas de energía renovable.

El estudio presentado por KPMG evidenció las causas estructurales de esta brecha: pobreza energética, trabajo doméstico no remunerado y limitaciones educativas. Chávez de Mendoza puntualizó que “si las empresas adoptan esquemas laborales flexibles y promueven políticas de equidad, se puede evitar que muchas mujeres abandonen el sector al priorizar la familia”. Hoy, el 11% de las mujeres renuncia por razones familiares, y solo el 8,7% de las empresas energéticas invierte en liderazgo femenino, mientras que un 68% no cuenta con políticas de género.

Durante el evento se propusieron acciones concretas: reclutamiento proactivo en carreras STEM, teletrabajo, licencias compartidas, visibilización de modelos femeninos de éxito, capacitación en liderazgo basada en competencias y publicación de indicadores de equidad. “Todo lo que se mide puede mejorarse”, subrayó la ejecutiva.

En el plano de la productividad multifactorial, los especialistas remarcaron la importancia del uso eficiente de capital, trabajo y tecnología. Chávez de Mendoza afirmó que “la región necesita cerrar brechas de ingresos, generar empleo de calidad e insertarse en cadenas globales de valor. Eso solo se logra con eficiencia e innovación”.

Uno de los temas que generó mayor interés fue la incorporación de inteligencia artificial. “El uso de inteligencia artificial generativa, asistentes virtuales, modelos predictivos de demanda y mantenimiento automatizado puede marcar la diferencia en la eficiencia del sector”, señaló. Según un relevamiento realizado por KPMG en un webinar previo, el 69% de las pymes planea invertir en IA, pero solo el 1% de los líderes empresariales considera que sus organizaciones dominan esta tecnología.

La ejecutiva añadió que “la capacitación continua y personalizada mediante chatbots puede democratizar el conocimiento y hacer más ágil la transferencia de experiencia entre generaciones”, en referencia a una estrategia de digitalización del talento interno que se propuso como solución para la retención de conocimiento técnico.

Las expectativas de inversión energética en la región son altas. Guatemala y Honduras avanzan en nuevas licitaciones de generación, mientras Costa Rica afianza su matriz limpia. No obstante, Chávez de Mendoza advirtió que “no basta con invertir en generación; también hay que fortalecer la transmisión y reducir pérdidas técnicas y no técnicas”.

Además, los fenómenos climáticos se posicionaron como la principal amenaza para las empresas del sector: el 55% de los encuestados lo reconoció como el mayor riesgo disruptivo, muy por encima de los ciberataques o fallos tecnológicos. “La resiliencia energética se vuelve prioritaria, tanto como la eficiencia o la transición tecnológica”, expresó la ejecutiva.

Como resultado de los encuentros, EDP Services proyecta nuevas iniciativas para el último trimestre del año. “Estamos organizando talleres sobre inclusión de género y preparando webinars con especialistas. Además, nos queda pendiente incorporar a Nicaragua y Panamá en futuras actividades regionales”, anticipó Chávez de Mendoza.

Centroamérica avanza con decisión hacia una matriz energética más limpia, pero para mejorar su productividad deberá cerrar brechas en infraestructura, innovación y equidad. La ventana de oportunidad está abierta y el momento de actuar es ahora.

La entrada Centroamérica enfrenta el reto de elevar su productividad energética con inversión y equidad de género se publicó primero en Energía Estratégica.

Este 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores es sede del evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica. Future Energy Summit (FES) celebra hoy su primera edición en Perú, convocando a más de 400 asistentes del más alto nivel: CEOs de empresas líderes, autoridades nacionales, asociaciones clave del sector y organismos multilaterales, en una jornada que marcará un punto de inflexión en la conversación sobre la transición energética del país.

La presencia de compañías como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, junto a firmas como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation, dan cuenta del peso estratégico de este encuentro. A ello se suman actores institucionales de primer nivel como FMO, y asociaciones como la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que aportarán análisis sobre marcos regulatorios y proyecciones regionales.

👉 Siga la transmisión en vivo de FES Perú

La jornada de FES Perú abordará los temas más sensibles y urgentes para el desarrollo renovable en Perú. La energía solar fotovoltaica será uno de los focos de apertura, con las visiones de Acciona Energía, JA Solar y Statkraft sobre los cuellos de botella del mercado, tiempos administrativos, competitividad tecnológica y señales necesarias para el despegue del sector.

A continuación, las compañías Orygen, ISA Energía, Fénix y Luz del Sur liderarán una discusión estratégica sobre los compromisos hacia 2030, las rutas para acelerar la transición energética y el posicionamiento de Perú en el mapa regional.

Esta visión institucional se verá reforzada con un panel dedicado a la política energética nacional, donde participarán referentes como Roberto Tamayo Pereyra (ex MINEM), Renzo Rojas (PROINVERSIÓN), Cesar Butrón (COES) y Raquel Carrero (SPR), quienes analizarán metas de descarbonización, licitaciones, horizonte regulatorio y oportunidades para convertir al país en un hub renovable.

En paralelo, el enfoque tecnológico ocupará un lugar destacado. Empresas como Gonvarri Solar Steel, Sungrow, Trina Solar, Jinko Solar y Zelestra presentarán innovaciones en automatización, digitalización y almacenamiento con baterías, orientadas a maximizar la eficiencia de las plantas solares y permitir su integración con mayor confiabilidad en el sistema eléctrico.

La energía eólica también tendrá una participación central. Expertos de Nordex Acciona Windpower, IGNIS Energía y AFRY explorarán la competitividad de esta fuente frente a otras tecnologías, las condiciones habilitantes para el desarrollo de nuevos parques y los desafíos de permisos e inversiones en el país.

Otro momento relevante será el panel dedicado a sistemas BESS, donde se debatirán oportunidades concretas para acelerar la diversificación de la matriz energética peruana a partir de esquemas de almacenamiento. A esto se suma un espacio estratégico donde convergen dos pilares económicos del país: minería y renovables. Este bloque analizará cómo avanzar en contratos, financiamiento y modelos de negocio que integren sostenibilidad y eficiencia energética en las operaciones mineras.

Más allá de los contenidos, FES Perú se destaca por su capacidad para facilitar el networking de alto nivel, con decenas de mesas de negocios y conversaciones bilaterales entre empresas, inversores, autoridades y desarrolladores. En esta primera edición en Perú, el evento ratifica su rol como espacio clave donde se trazan tendencias, alianzas y estrategias para impulsar la transición energética en la región.

Con un enfoque técnico, multisectorial y global, Future Energy Summit reafirma hoy en Lima su papel como el evento más importante del sector de las energías renovables en Hispanoamérica.

La entrada ¡Es hoy! FES Perú pone en agenda el futuro de las energías renovables y el almacenamiento en el país se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala se encuentra en una etapa crítica para definir el futuro de su matriz energética: mientras avanza la licitación PEG‑5, orientada a sumar nueva generación, surgen interrogantes sobre si el país cuenta con un marco regulatorio capaz de atraer a nuevos competidores y fomentar la incorporación de tecnologías emergentes como el gas natural licuado (GNL) o las renovables a gran escala.

El principal desafío que identifican los actores del ecosistema energético es la transferencia de riesgos que impone la licitación a los oferentes. Este esquema, aunque busca eficiencia y compromiso, eleva las barreras de entrada, particularmente para nuevos jugadores que no cuentan con respaldo operativo local.

Una fuente cercana a Energía Estratégica analizó el actual esquema regulatorio y destacó que, si bien los oferentes deben asumir riesgos significativos, existen mecanismos normativos, financieros y técnicos que podrían funcionar como amortiguadores y equilibrar las condiciones de competencia.

En respuesta a las preocupaciones del sector, el Ministerio de Energía y Minas publicó recientemente la cuarta adenda a las bases de licitación tanto para PEG‑5 como para PET‑3, el proceso paralelo para ampliar el sistema de transmisión eléctrica nacional. Las modificaciones contemplan ajustes en los requisitos de experiencia técnica, capacidad económica mínima y mecanismos de verificación, buscando flexibilizar ciertas condiciones sin afectar los estándares de seguridad y desempeño.

Un aspecto central es la interdependencia entre generación y transmisión. Según las bases, más de 440 km de líneas eléctricas y 14 nuevas subestaciones deberán ejecutarse en un plazo de cinco años. Su puesta en marcha es imprescindible para que los proyectos de generación puedan evacuar energía eficientemente. No obstante, factores como permisos locales, servidumbres y coordinación con gobiernos municipales representan cuellos de botella potenciales para cumplir los cronogramas establecidos.

El especialista consultado valoró que el marco regulatorio vigente contemple el traslado de ciertos costos al Mercado Mayorista bajo supervisión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), lo cual puede funcionar como red de seguridad para proteger las inversiones ante cambios contractuales o normativos.

También destacó que el andamiaje legal actual ofrece reglas claras y predecibles, lo cual genera confianza en inversores institucionales. Sin embargo, advirtió que será clave avanzar en una actualización normativa que dé cabida a modelos de negocio más flexibles y a tecnologías emergentes como el GNL y los sistemas de almacenamiento.

Desde el plano técnico, remarcó que los proyectos vinculados al GNL deben cumplir exigencias internacionales como la norma NFPA 59A, además de incorporar análisis de riesgos y revisiones de seguridad. Si bien esto incrementa los costos iniciales, también reduce la probabilidad de pérdidas operativas y fortalece la seguridad del sistema eléctrico.

En paralelo, el gobierno ha dejado en claro su intención de adaptar los procesos licitatorios a la realidad del sector, manteniendo como fecha límite el 24 de septiembre para introducir nuevas modificaciones. Esto sugiere una postura receptiva a las necesidades del mercado, pero también una urgencia por dar certezas y avanzar en plazos.

Guatemala se juega más que megavatios: está definiendo el tipo de competencia e inversión que quiere atraer. En ese sentido, el equilibrio entre incentivos regulatorios, viabilidad financiera y control técnico será determinante para que las licitaciones no queden en manos de unos pocos actores tradicionales, sino que funcionen como verdaderos motores de modernización y apertura del sistema eléctrico nacional.

La entrada ¿Está Guatemala lista para abrir su mercado energético? El sector analiza los desafíos regulatorios se publicó primero en Energía Estratégica.

Central Puerto avanza en carta mandato por hasta USD 300 millones con la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Grupo Banco Mundial, para financiar sus proyectos adjudicados en la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en sistemas de almacenamiento stand-alone en el país.

Así lo confirmó durante un webinar el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto, Adrián Salvatore, quien reconoció que la semana pasada arribó al país una delegación del Grupo Banco Mundial, a fin de financiar los proyectos que desarrollan desde la compañía. 

Cabe recordar que Central Puerto resultó una de las grandes ganadoras de la licitación AlmaGBA, con la adjudicación de 205 MW BESS, repartidos entre sus centrales Costanera (55 MW) y PA Nuevo Puerto (150 MW), con precios de USD 10161/MWmes y USD 11147/MWmes, respectivamente. 

El portafolio se completa con proyectos solares como El Alamito y el parque San Carlos en Salta, que tiene posibilidad de expansión, junto a la reciente adquisición de otro parque solar en esa misma provincia. El objetivo de la empresa es ampliar su oferta de generación renovable para abastecer a nuevos clientes industriales, principalmente en el sector minero.

“Además de los proyectos adjudicados en AlmaGBA, tenemos otros dos parques que están en el pipeline”, indicó Salvatore.

Este nuevo acuerdo con el Banco Mundial se suma a otro ya firmado con IFC, específicamente para financiar los estudios técnicos, económicos y ambientales de una línea de transmisión que conectará varios proyectos mineros ubicados entre el norte de Salta y Catamarca con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El trazado de la obra de transporte eléctrico contempla una extensión inicial de 140 kilómetros, con posibilidad de ampliarse hasta 350 km, y una inversión estimada de entre USD 250 y 400 millones. 

“Identificamos varios proyectos mineros en una zona común y decidimos construir una línea de transmisión que los interconecte  con el SADI. Y el objetivo es vender o brindar energía eléctrica, mayormente renovable, a esa demanda minera”, señaló Salvatore.

“La construcción del proyecto de transmisión es un medio para cumplir con nuestra idea original de brindar una solución energética al menor costo posible y asegurar energía limpia a las mineras”, afirma el directivo”, agregó.

En su primera fase, el desarrollo de la iniciativa en la Puna junto a la Corporación Financiera Internacional prevé abastecer entre 400 y 450 MW de potencia para las operaciones mineras ya existentes, aunque se espera que con el ingreso de nuevos actores a la región se requiera más capacidad instalada.

Por lo que el objetivo es posicionarse como proveedor integral para un sector que demanda energía confiable y sustentable. “Más allá de que tengamos oferta de renovables para poder ofrecer a cada uno de esos clientes, la idea es seguir ampliando la oferta de generación renovable”, concluyó el director de Asuntos Corporativos de Central Puerto. 

La entrada Central Puerto avanza con financiamiento del Banco Mundial para sus proyectos BESS se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia tiene aprobados 8,3 GW en nuevos proyectos de generación renovable y 98 obras de infraestructura eléctrica en cartera para reforzar el sistema. Sin embargo, la gran pregunta que ronda al sector es cuántos de estos proyectos podrán entrar efectivamente en operación.

“Desafortunadamente hay muchos desafíos frente al avance de las energías renovables en Colombia, porque si bien contamos con ventajas muy importantes, el gran obstáculo es la infraestructura de transmisión y distribución”, advierte María Paula Corrales Mendoza, abogada especialista en el sector eléctrico y asesora de la UPME.

Uno de los ejemplos más claros es el proyecto Colectora, que debía conectar al menos 15 parques eólicos y una planta solar desde La Guajira hacia el Sistema Interconectado Nacional.

“Ese proyecto todavía no ha entrado, y cada vez se aplaza más su entrada en operación. Es clave para el país, pero seguimos sin señales claras del gobierno”, resaltó Corrales, en diálogo con Energía Estratégica.

Sin embargo, el sector continúa creciendo de la mano de la solar, principalmente, y continúa su proceso de maduración donde se puede ver un mercado de contratos de energía que se ha expandido de manera notable.

Según la especialista, “los PPAs actúan como un escudo frente a la volatilidad del mercado energético, pero los inversionistas todavía sienten miedo porque no hay estabilidad en las señales del Estado”.

Esa incertidumbre se refleja en cláusulas contractuales que buscan cubrirse frente a posibles cambios regulatorios, como disposiciones de terminación anticipada, ajustes en las tarifas pactadas si varían los tributos energéticos o garantías adicionales en caso de modificaciones en la regulación del mercado.

Más allá de lo regulatorio, el desafío técnico también pesa. Numerosos proyectos llevan años esperando un punto de conexión para poder entrar en operación, lo que constituye un cuello de botella que aún no se resuelve y que impacta directamente en el futuro de la transición energética.

De esta manera, para Corrales, el gobierno debería priorizar tres medidas urgentes. “Primero, mantener e incluso fortalecer los incentivos regulatorios y tributarios; segundo, invertir en infraestructura de transmisión y distribución; y tercero, resolver el atraso en los puntos de conexión con más capital humano en las entidades”, enumeró.

Hoy, la Ley 1715 y la Ley 2099 han permitido deducciones fiscales de hasta 50% en el impuesto a la renta, y ya se cuentan más de 13.400 solicitudes de proyectos que buscan acceder a estos beneficios. Sin embargo, Corrales alerta: “Los incentivos no bastan si no se acompañan de seguridad jurídica y estabilidad regulatoria”.

La falta de avances concretos pone en riesgo los compromisos de descarbonización y sentencia: “Cuando las empresas no ven señales claras, su estabilidad financiera se ve impactada y se desincentiva el uso de energías limpias. Yo no veo un panorama muy positivo si esto no cambia”.

La entrada ¿Cuál es el talón de Aquiles de los 8 GW de renovables que Colombia tiene en camino? se publicó primero en Energía Estratégica.

Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de Ja Solar , participó de una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit, y reveló que la compañía da un nuevo paso en su estrategia por ofrecer soluciones integrales al avanzar en el mercado de almacenamiento energético en América Latina. 

“Todos los fabricantes solares se están metiendo en el rubro storage y desde JA Solar ya lo hacemos en LATAM, apuntando al segmento utility scale con módulos BESS de 5 MWh y al sector comercial – industrial con soluciones de 150 a 260 kWh”, detalló. 

Donzino considera que cada mercado muestra dinámicas diferentes y oportunidades específicas, pero hizo énfasis en aquellos países que están bajo su ala como Head of Sales South LATAM de la empresa: Chile, Argentina y Perú. 

Bajo su mirada, el primero de ellos atraviesa una etapa madura en materia fotovoltaica, a pesar que el país importa un volumen elevado de paneles año tras año. Por lo que se observa un nuevo ciclo de crecimiento ligado al almacenamiento. 

JA Solar identifica una demanda creciente de proyectos híbridos, de manera que en Chile se solicitan combinaciones de paneles solares con baterías e, incluso, existen requerimientos sólo de almacenamiento para parques ya construidos que ahora buscan ser híbridos.

“En el caso de Argentina hay un mix entre centrales FV y sistemas BESS, la mayoría es solar por ahora, pero hay casos como los proyectos adjudicados en la licitación de baterías AlmaGBA”, analizó Donzino. . 

Y cabe recordar que recientemente se dio a conocer que la empresa suministró sus módulos JAM66D45 de 600 Wp a un proyecto híbrido en Fiambalá, provincia argentina de Catamarca. El parque pertenece a la firma Liex SA, subsidiaria de Zijin Mining. 

El modelo JAM66D45 cuenta con certificaciones como RETC y destaca por su desempeño bajo condiciones ambientales diversas y con resultados sólidos, de manera que “es un módulo de aplicación muy amplia” de JA Solar, con bajos niveles LCOE, lo que optimiza la logística y garantiza generación de energía a bajo costo.

Sin embargo, el especialista reconoció que Argentina muestra rezagos por causas macroeconómicas. Aunque identificó señales positivas para el mediano plazo y aclaró que una vez se acomode la macro, puede volver a buenos niveles de proyectos y suministro de productos. 

“Mientras que en Perú, por ahora es todo fotovoltaica, pero también seguramente en breve haya alta demanda de baterías por las normativas que está lanzando el país y las próximas a lanzar. Es un país con mucho potencial, pero en una etapa bastante temprana que podría llegar a replicar lo hecho en Chile en los próximos años”, complementó. 

“De todos modos, todos los segmentos de mercado son parejos en los tres países. Utility scale es el que más volumen mueve, pero en todos los segmentos hay proyectos y bastante cantidad, y desde JA Solar queremos estar presentes en todos”, aseguró. 

Perspectivas 2026

JA Solar estima que Chile y Perú tendrán un buen desempeño en 2026; en tanto que para Argentina, se vislumbra que los proyectos desarrollados en 2024 y 2025 ya estaban en cartera desde hace tiempo, por lo que actualmente se están ejecutando gracias a una mejora parcial de las condiciones financieras.

“En Chile y en Perú particularmente se ven algunos proyectos solares bastante grandes, de 400 a 600 MW, aunque no es lo habitual en toda la región. Sino que la gran mayoría de proyectos utility scale están en el rango de 100 a 200 MW. Luego hay parques más chicos, de 10 a 50 MW de potencia que son para aplicaciones particulares de alguna industria o similar, que quieren tener la generación propia”, indicó el Head of Sales South LATAM de la empresa. 

Asimismo, JA Solar monitorea de cerca la evolución de los precios de los módulos fotovoltaicos. Donzino afirmó que el mercado es dinámico y que los precios requieren actualización frecuente, recordando que durante 2024 hubo una baja sostenida en los precios. 

Sin embargo, el aumento reciente de la demanda en China revirtió esa tendencia. “Volvieron a subir los precios y están en alza en los últimos dos meses. Es muy difícil de predecir la curva de precios, pero ahora se observa que en el corto plazo están subiendo los precios”, advirtió.

La entrada Marcos Donzino: “Todos los fabricantes solares se están metiendo en storage” se publicó primero en Energía Estratégica.

En el municipio de Patuca, departamento de Olancho, el Gobierno de Honduras puso en marcha una planta solar fotovoltaica de 50 megavatios con capacidad de almacenamiento de energía de 50 MWh. El proyecto, ubicado en la zona de Terrero Blanco, se erige como una de las instalaciones energéticas más importantes de la historia reciente del país, tanto por su capacidad técnica como por su modelo de gestión estatal.

Construida con 74.720 paneles solares monocristalinos y una subestación elevadora de 60 MVA, esta planta marca un hito para el país centroamericano. La obra fue ejecutada bajo un esquema EPC por la empresa REMESA y contó con financiamiento del Banco Central de Honduras, otorgado en diciembre de 2024. Se estima que la inversión total asciende a más de 1.100 millones de lempiras.

Durante el acto de inauguración, encabezado por la presidenta Xiomara Castro, el ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, subrayó el carácter estratégico de esta nueva infraestructura. “Con esto, la ENEE incursiona a operar, mantener y poseer una planta solar fotovoltaica con almacenamiento de energía de esta envergadura”, manifestó el funcionario, celebrando la capacidad de ejecución técnica de la estatal.

La planta de Patuca no solo proveerá energía limpia para más de 116.500 hogares, según estimaciones oficiales, sino que también introduce en el sistema eléctrico nacional una nueva variable: la integración de almacenamiento energético a gran escala. Esto permite inyectar energía en momentos de alta demanda o baja radiación solar, suavizando la curva de generación fotovoltaica y mejorando la estabilidad operativa del sistema.

En palabras de Tejada Carbajal, el proyecto representa un “hito importantísimo” que beneficiará especialmente a la población de los departamentos de Olancho y El Paraíso. “Refundamos y avanzamos, juntos”, expresó el ministro, destacando el compromiso político con una transición energética que priorice el control público de los recursos estratégicos.

Desde el punto de vista tecnológico, la instalación incorpora paneles provistos por ZNShine Solar, bajo un diseño de doble vidrio con tecnología 12BB PERC monofacial, elegidos por su durabilidad y eficiencia en climas tropicales. Estos módulos son capaces de resistir condiciones ambientales extremas, lo que extiende la vida útil del parque solar y mejora su rendimiento operativo.

Un aspecto clave del proyecto es su coordinación con la central hidroeléctrica Patuca III, lo que permite un uso más eficiente y balanceado de la infraestructura energética de la región. La planta solar, al contar con su propio sistema de almacenamiento, contribuye a la regulación de la red y complementa la generación hidráulica, mitigando los riesgos asociados a la estacionalidad hídrica.

Este avance no ocurre en un vacío. Desde hace más de una década, Honduras viene explorando diversas fuentes de energía renovable, incluyendo hidroeléctrica, solar y biomasa. Sin embargo, esta es la primera vez que una planta solar de gran escala se construye y se gestiona directamente desde el Estado, a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), sin recurrir a concesiones privadas. La decisión de asumir el control completo del proyecto responde a una visión estratégica que busca recuperar soberanía sobre el sector eléctrico.

La presidenta Xiomara Castro, durante el evento oficial, celebró el paso dado como parte de un proceso de refundación del país. Según declaraciones de la mandataria, la energía debe ser considerada un derecho y no un negocio, y por tanto debe estar en manos del pueblo hondureño, representado en este caso por la empresa estatal. Esta declaración cobra especial relevancia en un contexto regional donde las inversiones en energía suelen estar dominadas por actores privados y modelos concesionados.

La entrada Honduras pone en marcha su primer parque solar público de 50 MWh con baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

Growatt reafirmó su liderazgo en el mercado mexicano de energía solar y almacenamiento al participar en el 6º Congreso Internacional sobre Energía, Gas y Petróleo, un encuentro clave organizado por el Honorable Gobierno de Veracruz en colaboración con el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF).

El evento, celebrado en la ciudad de Veracruz, reunió a una audiencia diversa: desde estudiantes y académicos de ingeniería hasta especialistas en HSE, representantes de la industria energética, empresas EPC, instaladores y profesionales de múltiples regiones del país. En este foro, Growatt se posicionó como referente en innovación y soluciones de almacenamiento para el presente y el futuro de la transición energética en México.

Una ponencia que marcó agenda

El gerente de Ventas Técnicas de Growatt, Luis Colin, ofreció la conferencia titulada “Energía en el Futuro de México: Soluciones Innovadoras y Estrategias de Almacenamiento Eficientes”. En ella se abordaron temas esenciales para el sector: la correcta selección de sistemas de almacenamiento de energía, estrategias de implementación y la importancia de la flexibilidad operativa en modalidades como peak shaving (recorte de picos), load shifting (desplazamiento de carga) y microrredes.

La charla despertó gran interés entre los asistentes, que llenaron la sala, reflejando la creciente demanda de soluciones de almacenamiento en el país. El público pudo conocer en detalle las ventajas de la gama C&I de Growatt, diseñada para responder a los desafíos actuales de fiabilidad, eficiencia y sostenibilidad en proyectos de mediana y gran escala.

Veracruz y el sureste: un polo estratégico

Durante el congreso, se subrayó el papel estratégico del sureste mexicano, y en particular Veracruz, como región clave para el despliegue de inversores híbridos y sistemas aislados de la red. Esta zona combina una alta irradiación solar con una creciente necesidad de soluciones resilientes frente a los retos de infraestructura eléctrica.

“Nuestra participación en este congreso representó mucho más que una presencia institucional; fue la confirmación del firme compromiso de Growatt con el mercado mexicano. Con una trayectoria sólida en el país y una red de socios en constante expansión, seguimos consolidándonos como líderes en soluciones inteligentes de energía solar y almacenamiento”, destacó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt.

El 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo dejó claro que el futuro energético de México pasa por la integración de tecnologías innovadoras, almacenamiento confiable y estrategias inteligentes de gestión de energía. En este camino, Growatt continuará fortaleciendo su presencia y liderando la transición hacia un modelo energético más seguro, eficiente y sostenible para el país.

La entrada Innovación y almacenamiento con Growatt en el 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo se publicó primero en Energía Estratégica.

La próxima semana será decisiva para el futuro energético de América Latina. Dos encuentros de alto nivel concentrarán la atención del sector entre el 29 de septiembre y el 3 de octubre: Future Energy Summit (FES) Perú, en Lima, y la X Semana de la Energía, organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en Santiago de Chile. Ambos espacios reunirán a funcionarios, empresas y organismos multilaterales con el objetivo de consolidar el rumbo de la transición energética regional.

Energía Estratégica estará presente en ambas citas realizando una cobertura integral, con reportes en tiempo real, entrevistas a protagonistas y análisis técnico para una audiencia especializada.

FES Perú se llevará a cabo el lunes 29 de septiembre, en el Hotel InterContinental Lima Miraflores, con la participación de altas autoridades del Gobierno, CEOs de empresas líderes y asociaciones empresariales que darán forma al futuro del mercado energético peruano.

El foro abordará temas como la planificación energética nacional, el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, próximos procesos de licitación pública para proyectos , avance del almacenamiento en sistemas BESS, promoción del hidrógeno verde y la generación distribuida, así como las condiciones regulatorias necesarias para facilitar inversiones de largo plazo.

En un contexto de fuerte dinamismo y expansión del mercado renovable, el evento apunta a convertirse en la principal plataforma de networking y discusión técnica del país. Según confirmaron desde la organización, quedan disponibles las últimas entradas, lo que refleja la alta expectativa que genera esta edición.

ÚLTIMAS ENTRADAS

En paralelo, entre el 30 de septiembre y el 3 de octubre, se desarrollará la X Semana de la Energía, organizada por la OLADE en Santiago de Chile. Este año, el evento presentará un formato renovado, con sesiones más breves —de 45 minutos— para abordar una mayor variedad de temas. El enfoque estará centrado en cuatro ejes estratégicos: recursos naturales, sector eléctrico, descarbonización de la demanda y transiciones energéticas justas.

Una de las principales innovaciones será la realización de mesas sectoriales de diálogo previas al Consejo Empresarial, en las que participarán representantes de los sectores de minería, hidrocarburos, eléctrico, industria y transporte.

Estas mesas permitirán sistematizar las necesidades y propuestas del sector privado para integrarlas en el debate político. Las conclusiones serán elevadas a los ministros de Energía de los 27 países miembros de OLADE, que se reunirán durante el evento para trazar los mandatos regionales del próximo año.

El encuentro también incluirá la presentación de una nueva serie de acuerdos ministeriales, que serán definidos por consenso y marcarán la agenda institucional para 2025. Todos los eventos públicos serán transmitidos online, garantizando el acceso amplio a los debates.

Uno de los hitos de esta edición será el lanzamiento del Libro Blanco de Almacenamiento de Energía, un documento técnico que sistematiza recomendaciones regulatorias, experiencias internacionales y lineamientos estratégicos para acelerar la adopción de tecnologías de almacenamiento en la región.

La articulación entre ambos encuentros también se expresa institucionalmente: OLADE es partner oficial de FES Perú, lo que refuerza la convergencia entre el liderazgo político de la región y las iniciativas del sector empresarial para acelerar la transición.

Desde ambos espacios, Energía Estratégica cubrirá en profundidad cada uno de los debates, anuncios y definiciones que marquen el rumbo de la energía en América Latina, acercando información exclusiva, entrevistas clave y análisis en tiempo real para tomadores de decisiones del sector.

La entrada FES Perú y la X Semana de la Energía: Dos eventos clave que definirán la agenda energética de América Latina la próxima semana se publicó primero en Energía Estratégica.

Redinter anunció el lanzamiento de una Licitación Pública nacional e internacional para la construcción de un nuevo reactor de línea 1x220kV en la ruta Nueva Pozo Almonte – Roncacho, específicamente en la Subestación Eléctrica (S/E) Nueva Pozo Almonte. Esta iniciativa se enmarca en las obras de ampliación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile.

El proyecto, que busca fortalecer la infraestructura de transmisión en el norte del país, cuenta con un plazo constructivo estimado de 42 meses y un valor de inversión referencial de US$4.742.657. La obra fue previamente publicada en el Decreto Exento N°266 de 2024 del Ministerio de Energía.

Esta licitación se realiza en el marco de lo dispuesto por la Ley N°21.721 de 2024, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, y la Resolución Exenta N°98 de 2025 del Ministerio de Energía. Dicha normativa habilita al propietario de las obras a realizar el llamado a licitación para la adjudicación para la construcción y ejecución esta importante ampliación, asegurando transparencia y eficiencia en estos procesos licitatorios.

Las Bases de Licitación estarán disponibles de manera pública y gratuita en la página web del Coordinador Eléctrico (https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/licitaciones/obras-de-ampliacion-ley-21-721/2025-obras-de-ampliacion-decreto-n266/propietario-redenor/). 

Adicionalmente, el Instructivo de Adquisición de Bases y el Registro de Participantes podrán ser consultados en el sitio web de Redinter en Chile (https://www.redinter.cl/es/licitaciones/decreto-266-nueva-pozo-almonte-roncacho), a partir del 26 de septiembre de 2025.

Podrán adquirir las bases e inscribirse en el Registro de Participantes personas jurídicas, tanto chilenas como extranjeras, quienes podrán participar de forma individual o como parte de un consorcio o asociación. Los interesados deberán cumplir con las exigencias y requisitos establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos y en las Bases de Licitación, garantizando así la transparencia y eficiencia del proceso.

La entrada Redinter lanza licitación pública nacional e internacional para obras de ampliación de transmisión en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más del 55% del consumo eléctrico del mercado libre, la minería peruana se consolida como el principal motor de la transición energética en el país. Las grandes compañías del rubro están acelerando la firma de contratos renovables, adoptando tecnologías de autogeneración y preparándose para una matriz eléctrica más limpia, competitiva y resiliente. Este proceso responde tanto a presiones del mercado global por productos con menor huella de carbono como a una visión compartida con el Gobierno nacional.

“El Gobierno impulsa una minería moderna, inclusiva y sostenible, que genere desarrollo y bienestar para las comunidades”, afirmó el ministro de Energía y Minas, Jorge Luis Montero Cornejo, durante su participación en PERUMIN 37. Esta visión se alinea con los compromisos climáticos del país, que buscan una reducción del 40% en las emisiones del sector energético hacia 2030 y una matriz 81% renovable al final de la década.

El cambio de paradigma ya se traduce en hechos concretos. En 2020, Southern Peaks Mining fue la primera empresa minera del país en certificar el uso de energía 100% renovable, tras firmar un contrato con Statkraft Perú para abastecer su mina Condestable con 18 MW hasta 2033, respaldado con certificados de energía renovable. Un año más tarde, Anglo American elevó la apuesta con Quellaveco, la primera mina de gran escala del país abastecida completamente con energía eólica, gracias a un contrato con ENGIE que destina la producción del parque Punta Lomitas —260 MW— a cubrir su demanda.

Estos precedentes ya comienzan a replicarse. Southern Copper, Antamina, Cerro Verde, Las Bambas y Yanacocha han manifestado públicamente su interés por transicionar hacia fuentes renovables, tanto para reducir emisiones como para controlar sus costos energéticos. En el caso de Antamina, incluso su socio BHP–Mitsubishi ha firmado acuerdos regionales de abastecimiento eléctrico renovable. Estas decisiones se alinean con metas globales de sostenibilidad y presionan al resto del sector minero peruano a acelerar su transición.

Más allá de los contratos, las mineras también están adoptando estrategias de autogeneración en sitio. Se están evaluando soluciones como parques solares en unidades remotas, sistemas de almacenamiento con baterías para recortar picos de consumo, electrificación de flotas —por ejemplo, camiones eléctricos con cargadores solares— y mejoras en eficiencia energética.

El nuevo marco regulatorio bajo la ley 32249 o está facilitando esta transformación La eliminación del requisito de potencia firme para firmar PPAs, la introducción de licitaciones por bloques horarios y los incentivos a la generación distribuida abren una nueva etapa para los contratos de largo plazo con energías limpias. Las empresas mineras están mejor posicionadas para aprovechar este escenario y firmar acuerdos a precios competitivos.

Empresas como Orygen ya están aprovechando este contexto. La compañía anunció un plan de inversión de US$3.000 millones en 10 proyectos híbridos —que combinan energía solar y eólica— distribuidos en regiones como Lambayeque, Cajamarca, Ica, Arequipa y Moquegua. Esta expansión se suma a su portafolio actual de 13 plantas de generación y 2,3 GW de capacidad instalada que integran tecnologías solar, eólica, hidroeléctrica y térmica a gas.

Uno de sus proyectos más emblemáticos es Wayra Solar, que será la primera planta híbrida de gran escala del país, ubicada en Marcona (Ica), y cuya operación comercial está prevista para el último trimestre de 2026. A través de alianzas con empresas del sector minero, como Las Bambas, Raura, Corona y Andalucita, Orygen ya ha incrementado significativamente el suministro de energía renovable certificada al sector, pasando de 0,1 TWh en 2019 a más de 1,5 TWh proyectados para 2025.

El crecimiento de la demanda minera también es un factor clave. En febrero de 2024, el sistema alcanzó un récord de 7.761,9 MW de demanda máxima. El COES proyecta que entre 2027 y 2030 ese pico superará los 9,5 GW, con una expansión anual del 3,3%. En términos de energía consumida, 2024 cerró con cerca de 60.728 GWh, un 3% más que el año anterior. Este ritmo obliga a incorporar nueva capacidad de generación para evitar déficits desde 2025–2026. La minería, con su capacidad de firmar PPAs y desarrollar proyectos de autogeneración, será un actor central para sostener la oferta energética. 

Este marco puede observarse en el reporte del mercado renovable peruano, elaborado por Energía Estratégica y Future Energy Summit. El documento, disponible para descarga gratuita, ofrece análisis especializado, visión integral del mercado y herramientas estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores.

Cabe destacar que el próximo lunes 29 de septiembre se llevará a cabo el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, donde participarán más de 400 stakeholders, principalmente ejecutivos y referentes del sector público. 

Durante el evento se desarrollará el Panel 8 “Inversiones estratégicas en Perú: minería y renovables”, el cual contará con la participación de ejecutivos como Walter Vargas (FMO), Alejandro Martínez Pulido (DIPREM Perú), Andrés Vásquez Mena (Lader Energy), Tamiko Hasegawa (Anglo American) y Carlos Claux (Cía. de Minas Buenaventura). Se debatirán los impactos del nuevo marco legal, los desafíos para consolidar la minería verde, la competitividad de los PPAs renovables y el rol del almacenamiento.

Además participarán referentes de peso como Marco Fragale (CEO de Orygen), Walter Sciutto (CEO de Pluz Energía Perú), Cristian Remolina (gerente general de ISA Energía) y César Butrón (presidente del Directorio del COES),  junto con ejecutivos de Luz del Sur, EDF Perú y Acciona Energía, así como representantes de compañías tecnológicas como Huawei, JA Solar, Jinko Solar y Trina Solar, que presentarán innovaciones en energía solar y almacenamiento.

La convergencia entre minería y energías limpias ya no es un objetivo lejano. Es un proceso en marcha, sostenido por decisiones empresariales, condiciones regulatorias y una demanda creciente. El desafío será consolidarlo con visión de largo plazo, coordinación público-privada y planificación estratégica. Perú tiene la oportunidad de posicionarse como líder regional en producción de minerales con valor ambiental agregado.

La entrada La minería impulsa la transición energética en Perú y agiliza inversiones para responder a la demanda creciente se publicó primero en Energía Estratégica.

LONGi Solar trazó una hoja de ruta clara para ampliar su presencia en El Salvador y en el resto de Centroamérica y el Caribe, con una estrategia que combina tecnología de punta, expansión comercial y adaptación a marcos regulatorios locales. Según explicó Eduardo Ventura, Sr. Sales Manager Central America & Caribbean, Utility Business Group de LONGi Solar a Energía Estratégica, la empresa se enfocó en tres pilares: “Nuestra estrategia se enfoca en introducir módulos de última generación, fortalecer nuestra cobertura comercial y ofrecer soluciones adaptadas a cada país”.

Entre esas innovaciones destacó el uso de módulos Back Contact, particularmente el modelo Hi-MO 9, ampliamente utilizado en proyectos de gran escala en Latinoamérica. Esta tecnología ofrece un alto rendimiento incluso en climas tropicales, lo que la hace especialmente adecuada para el mercado centroamericano. “Estamos colaborando con desarrolladores locales y otros con presencia regional para implementar soluciones con módulos back-contact Hi-MO 9”, manifestó Ventura.

En la actualidad, la empresa se encuentra en fase de evaluación y desarrollo de múltiples proyectos en la región, particularmente en el segmento de generación a gran escala. Aunque no se revelan detalles específicos por acuerdos de confidencialidad, la apuesta es clara: aprovechar la tecnología de alta eficiencia para consolidarse como actor clave en mercados emergentes.

Mercado salvadoreño: proyección y desafíos

LONGi estimó que El Salvador tendrá un crecimiento solar anual de entre 50 y 80 MW en el corto plazo, impulsado por contratos PPA con empresas privadas y oportunidades en el mercado spot. “El país tiene un momento muy interesante, con una proyección de crecimiento en la demanda que nos debe derivar en un nuevo proceso de licitación pública”, sostuvo Ventura.

A esto se suma la expectativa por una nueva regulación que habilite mejores condiciones para contratos con empresas privadas. Desde la perspectiva técnica, el ejecutivo remarcó: “Nuestra tecnología permite a nuestros clientes un mejor LCOE para sus proyectos, así como una mejora en la eficiencia energética”.

Sin embargo, el desarrollo de nuevos proyectos no está exento de obstáculos. Entre los principales desafíos se encuentran retrasos en permisos, limitaciones en la capacidad de interconexión y la incorporación del almacenamiento energético en los marcos regulatorios. “Las autoridades siempre están trabajando para volver el proceso más ágil, como todo lo relacionado con estudios previos, almacenamiento o interconexión”, reconoció Ventura.

No obstante, LONGi propuso soluciones técnicas para sortear estos cuellos de botella: inversores inteligentes, sistemas de almacenamiento híbrido y coordinación temprana con los operadores de red para facilitar una integración eficiente. “Como tecnólogos, siempre estamos en disposición de proponer soluciones técnicas que permitan una integración más eficiente de nuestros sistemas”, señaló.

Otro de los puntos clave que abordó LONGi en sus operaciones regionales fue la bancabilidad de los proyectos. En ese sentido, Ventura explicó que los elementos más valorados por los prestamistas internacionales son la estabilidad regulatoria, la claridad contractual, los estudios técnicos sólidos, las garantías de interconexión y el respaldo de proveedores reconocidos. “Ofrecemos soporte técnico y documentación detallada que facilita la evaluación de riesgo por parte de prestamistas internacionales”, afirmó, y destacó que los módulos de LONGi cuentan con certificaciones internacionales que refuerzan la confianza de los inversores.

La compañía también tuvo experiencia participando en licitaciones públicas, con resultados que calificó como positivos pero desafiantes. “Los requisitos técnicos suelen ser exigentes, lo cual es positivo para elevar el estándar de calidad”, indicó Ventura. No obstante, el ejecutivo advirtió que los tiempos de respuesta y adjudicación pueden ser extensos, lo que puede ralentizar el avance de algunos proyectos.

En cuanto a los precios observados, LONGi detectó que los LCOE en la región oscilan entre 45 y 65 dólares por MWh, como se ha visto recientemente en procesos en Guatemala y Panamá. Para las siguientes rondas, anticiparon una mayor competitividad, especialmente con tecnologías Back Contact y soluciones de almacenamiento.

Finalmente, Ventura consideró que los gobiernos deben enviar señales claras de compromiso con la transición energética, incluyendo metas renovables ambiciosas, incentivos fiscales y marcos regulatorios estables. “Recomendamos simplificar los procesos de licitación, establecer plazos definidos para adjudicación y permitir la participación de tecnología avanzada”, puntualizó. Como propuesta adicional, sugirió que se creen mecanismos de garantía para contratos PPA, que ayuden a reducir el riesgo financiero y a incentivar mayor inversión privada.

Con base en estos pilares —tecnología de vanguardia, flexibilidad ante los desafíos locales y visión de largo plazo—, LONGi proyectó su liderazgo regional. “Nuestro objetivo es posicionarnos como el proveedor líder en soluciones solares de alta eficiencia”, resumió Ventura, reforzando el compromiso de la compañía con el desarrollo sostenible del mercado energético en El Salvador y en toda la región centroamericana.

La entrada Centroamérica entra en juego en los planes de LONGi para liderar el mercado solar se publicó primero en Energía Estratégica.

Luz del Sur se destaca como un líder innovador en el sector eléctrico peruano, impulsando un cambio significativo hacia la sostenibilidad a través de inversiones estratégicas en generación y distribución. Con ello, la empresa demuestra un compromiso firme enfocado en el desarrollo de proyectos que además de generar energía limpia, también fortalecen su posición en el mercado.

Actualmente, la empresa viene trabajando en el proyecto de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, en Cusco, cuya construcción está prevista para iniciar en el primer semestre de 2027 y su puesta en operación, para el primer semestre de 2031. 

“El proyecto Santa Teresa II avanza de manera sólida. A la fecha, contamos con el certificado de inexistencia de restos arqueológicos, la renovación de la carta fianza y nos encontramos en la etapa de revisión de la ingeniería, todo lo anterior nos permite estar dentro del cronograma de ejecución de obras que hemos gestionado ante el MINEM”, informó Mario Gonzales, gerente general de Luz del Sur.

Este proyecto constituye la segunda etapa de la Central Hidroeléctrica Santa Teresa I (Cusco), que Luz del Sur construyó, aprovechando el caudal del río Vilcanota y que opera exitosamente en la actualidad. “Con estos avances, continuamos demostrando nuestra capacidad de gestión y articulación para implementar exitosamente este tipo de proyectos”, indicó Gonzales.

En este contexto, Carlos Travezaño fue designado como nuevo gerente general adjunto de Inland Energy, subsidiaria de Luz del Sur. Desde este cargo gestionará los proyectos hidroeléctricos, solares y eólicos del portafolio de la empresa. Travezaño cuenta con amplia experiencia en el sector energético y ha liderado importantes compañías de los rubros de energía, infraestructura e Industria, combinando una visión estratégica con capacidad de ejecución. 

Apuesta por las energías renovables

En 2023, Luz del Sur adquirió los parques eólicos “Tres Hermanas” y “Marcona” (Ica) con una capacidad instalada de 129.3 MW y las plantas de energía solar “Majes” y “Repartición” (Arequipa) con una capacidad instalada de 40 MW.

Durante el proceso de operación de todos estos proyectos, se han realizado mejoras que han permitido incrementar la eficiencia operativa de estas nuevas centrales con el aprovechamiento máximo de los recursos renovables y asegurando así los flujos económicos asociados a estas inversiones y su sostenibilidad en el tiempo.

“Estas inversiones a largo plazo nos consolidan como uno de los principales promotores de las energías renovables del país, demostrando que no solo invertimos, sino que operamos con eficiencia”, recalcó Mario Gonzales, Gerente General de Luz del Sur.

Además, Luz del Sur suscribió en el mes junio de este año un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica) con una capacidad instalada ya de 135,7 MW y un valor de hasta US$253 millones. La operación está sujeta al cumplimiento de condiciones establecidas en el contrato, incluida la aprobación del Indecopi.

Cabe recordar que la compañía estará participandó el próximo lunes 29 de septiembre en el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, que reunirá a más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de compañías líderes, autoridades nacionales, asociaciones del sector y organismos multilaterales clave. Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, estará presente en el panel 2 «La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú».

Inversiones inteligentes

La empresa indicó que, en el 2024, invirtió US$ 117.9 millones, sobre todo en proyectos para mejorar la calidad y continuidad del servicio.

Adicionalmente, Luz del Sur automatizó parte de los circuitos de redes de media tensión e implementó sistemas de telemando para reducir el tiempo reposición del servicio. Además, 50 mil nuevos clientes se beneficiaron con energía eléctrica a través de los programas de electrificación.

Entre las metas principales de este año están la instalación de 90 mil medidores inteligentes en las zonas de Chosica y Cañete, los que permitirán, en un futuro, poner a disposición de los clientes más información sobre sus consumos. Por otro lado, se continúa con la promoción de la electromovilidad, el objetivo es renovar el 100% de la flota operativa de la empresa. Hoy, se cuenta con 106 unidades eléctricas que han recorrido un total de 2.5 millones de kilómetros, evitando la emisión de 496 toneladas de CO2 equivalente.

“Comprometidos con la mejora continua, adoptamos una estrategia basada en la implementación de tecnologías avanzadas y la promoción de la innovación. Esto se refleja en inversiones significativas en infraestructura para optimizar la eficiencia en la distribución de energía y seguir mejorando la calidad de atención a nuestros clientes”, aseguró Gonzales.

Con el objetivo de poner a disposición de los clientes un canal de atención las 24 horas, durante todo el año, se repotenciaron las plataformas digitales de la empresa, desde donde, por ejemplo, podrán verificar la causa y el tiempo de reposición del servicio en caso de una interrupción, además de poder reportar un poste de alumbrado apagado, descargar y pagar su recibo, solicitar una nueva conexión, verificar si cuentan un trabajo programado, entre otras consultas.

Sólidos resultados financieros

En el primer semestre del 2025 las ventas de energía crecieron en 1.7%, y los clientes aumentaron en 2.9%, respecto al mismo periodo del año anterior. Además, la utilidad neta pasó de S/ 364.3 millones al 30 de junio de 2024 a S/ 485.2 millones al 30 de junio de 2025, lo que demuestra los excelentes niveles de gestión y el crecimiento sostenido.

También consolida su fortaleza financiera con una exitosa colocación de bonos por S/100 millones a 5 años, logrando el mejor spread de su historia, además de ser reconocida con el premio “Mejor Emisión de Deuda Local” en los Perú Golden Awards 2024/25, organizados por El Dorado Investments.

En este marco, Luz del Sur continuará liderando el sector en los próximos años. Para más información y la Memoria Integrada 2024 visita www.luzdelsur.pe

La entrada Luz del Sur acelera su expansión renovable en Perú con proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos se publicó primero en Energía Estratégica.

Tamaulipas se consolidó como una de las regiones más dinámicas de México en materia de energías renovables. Con 13 parques eólicos en operación y 7 en desarrollo, el estado avanza en una hoja de ruta ambiciosa que contempla más de 2.000 MW eólicos adicionales en carpeta, junto con una infraestructura eléctrica que permita evacuar esa capacidad de forma eficiente y confiable.

“Actualmente somos el segundo lugar nacional en capacidad instalada, pero aspiramos a consolidarnos como el principal estado productor de energía eólica del país”, manifestó el secretario de Desarrollo Energético de Tamaulipas, Walter Julián Ángel Jiménez, en diálogo con Energía Estratégica. El funcionario detalló que con los proyectos en desarrollo, la capacidad superará los 3.700 MW hacia finales de la década, en plena sintonía con las metas nacionales de generación limpia.

Una de las claves para acompañar este crecimiento es el fortalecimiento de la red eléctrica, y por ello el Gobierno estatal anunció la construcción de nueve nuevas subestaciones en puntos estratégicos como Tampico, Matamoros, Reynosa y Nuevo Laredo. Estas obras permitirán incrementar la capacidad de transformación y distribución, aliviar la saturación de circuitos actuales y reducir la vulnerabilidad del sistema.

“Una vez en operación, estas instalaciones podrían contribuir a una reducción de entre 10% y 15% en las fallas de suministro en los corredores más saturados”, destacó el secretario. Esto permitirá no solo mejorar la confiabilidad del servicio para hogares, comercios e industrias, sino también sentar las bases para atraer nuevas inversiones.

¿Cómo evolucionan las inversiones energéticas en Tamaulipas?

El entorno favorable para las inversiones fue uno de los pilares del posicionamiento energético del estado. Tamaulipas combinó condiciones naturales óptimas, como vientos constantes, cercanía al Golfo de México y amplias extensiones disponibles, con factores estructurales clave: acceso a centros de consumo, cercanía con Estados Unidos, promoción activa desde la Secretaría, disponibilidad de terrenos y acompañamiento técnico a los desarrolladores.

“Contamos con mano de obra calificada, capacidades técnicas instaladas y una cadena de suministro especializada que reduce las barreras de entrada para nuevos proyectos”, subrayó Ángel Jiménez. Además, indicó que se estaba desarrollando una plataforma digital para visualizar el sistema energético estatal y facilitar decisiones de inversión.

Uno de los emblemas de esta estrategia fue el proyecto Central Eólica 24 Wind en Mier, con una inversión superior a 2.630 millones de pesos, que apuntó a consolidar un nuevo polo de desarrollo en el norte del estado. Pero también hay proyectos relevantes en carpeta como el Parque Eólico Huizaches y Reynosa de ZUMA, Los Molinos, Delaro y Montecristo de Thermion, San Carlos de Acciona, El Chorro de Mexion, Nuevo Laredo I de Notus, y la central solar Altamira del Grupo Cúbico.

Precisamente sobre Altamira, el secretario detalló que el Gobierno estatal estaba trabajando activamente para que el proyecto avanzara según el cronograma y lograra una integración segura al sistema nacional. “Acompañamos a los desarrolladores en los trámites, permisos, derechos de vía y vinculación con comunidades locales”, aseguró, y agregó que el objetivo era garantizar certidumbre jurídica y social para transformar al municipio en un polo estratégico de desarrollo limpio.

La entrada Tamaulipas refuerza su red eléctrica y busca atraer más inversión renovable con 2 GW eólicos en desarrollo se publicó primero en Energía Estratégica.

Con operaciones que parten de Colombia y un plan de expansión hacia la región norte de América Latina, Altia anunció su lanzamiento como plataforma energética multifuente, un modelo que integrará generación eléctrica, procesamiento de hidrocarburos, comercialización de energéticos y servicios logísticos en un mismo ecosistema. Con esta propuesta, la compañía busca fortalecer la seguridad energética y contribuir al fortalecimiento de la matriz de Colombia y la región.

Altia nace del legado y experiencia de Termoyopal, empresa que durante más de dos décadas ha garantizado suministro confiable desde Casanare. La plataforma amplía esa base operativa para convertirse en un actor con vocación regional y visión de largo plazo, capaz de escalar proyectos, diversificar fuentes y atraer inversión de calidad.

La estrategia de la compañía se apoya en dos pilares: energía con propósito, que busca que cada iniciativa se traduzca en desarrollo económico y social para las regiones; y adición energética, un modelo que integra distintas fuentes, solar, hídrica y térmica, de manera complementaria, asegurando confiabilidad y sostenibilidad para el sistema.

“Altia nace con el propósito de ir más allá de la generación de energía: queremos ser un verdadero motor de desarrollo para el país y la región. Nuestra meta es crecer de manera ordenada, diversificar las fuentes de generación y generar valor para el sistema, los inversionistas y las comunidades”, afirmó Nicolás Azcuénaga, CEO de Altia

Actualmente, Altia opera 200 MW de generación térmica a través de Termoyopal, produce en la planta de secado de gas 2300 barriles por día entre GLP y nafta atendiendo el 10% de la demanda nacional, además produce 20 MW provenientes de proyectos solares en Honda, Tolima. En el corto plazo, prevé incorporar 100 MW adicionales, fortaleciendo su papel en la seguridad energética de Colombia y sentando las bases para su expansión regional.

Con este crecimiento como punto de partida, la compañía proyecta inversiones por US$250 millones para ampliar su capacidad instalada y desarrollar nuevos parques solares en diferentes departamentos del país. Su plan a 2040 es alcanzar cerca de 1.000 MW de capacidad instalada, integrando tecnologías como almacenamiento de energía y desplegando infraestructura logística que conecte mercados y eleve la competitividad del sistema energético.

Con la solidez financiera y reputacional que la respalda, la compañía está preparada para atraer inversión de calidad y sellar alianzas estratégicas en la región. Su apuesta es convertirse en un referente de innovación en el sector, desarrollando proyectos que inspiren confianza y generen un impacto duradero en las comunidades y en el sistema energético. 

“Altia no es solo energía, es propósito. Nacemos para aportar estabilidad al sistema, oportunidades a las comunidades y confianza a los inversionistas. Creemos en una energía que une, que inspira y que impulsa el futuro de la región”, concluyó Azcuénaga.

La entrada Altia nace del legado de Termoyopal y se constituye como plataforma energética multifuente para fortalecer la matriz energética de la región se publicó primero en Energía Estratégica.

La fijación solar sin rieles sigue ganando terreno a medida que la industria solar prioritiza el costo, la velocidad, la logística y el rendimiento de los componentes de montaje. Sin embargo, persisten ciertas ideas erróneas que pueden generar dudas entre instaladores y propietarios de proyectos a la hora de adoptar estos métodos más eficientes, especialmente al compararlos con los sistemas tradicionales de montaje con rieles. Estas percepciones suelen basarse en suposiciones obsoletas, desconocimiento o resistencia al cambio.

Pero la verdad es esta: los techos metálicos son la plataforma ideal para la fijación solar sin rieles. A diferencia de en otros tipos de techos, los sistemas sin rieles aprovechan las propias características de los techos metálicos—utilizando los trapecios o ondulaciones estructurales y los engargolados como rieles integrados. Esto elimina la necesidad de rieles voluminosos, reduce materiales y permite una fijación directa y segura. Además, con la opción de fijación sin perforación, la integridad del techo se mantiene intacta y se garantiza una distribución uniforme de cargas sin comprometer las garantías del fabricante.

Autor Mark Gies, experto solar de S-5!

Comparado con los techos de teja o asfalto, donde la instalación requiere perforaciones, tapajuntas y soluciones complicadas, el techo metálico—especialmente el de engargolado—ofrece menos componentes, cero penetraciones y un rendimiento superior a largo plazo. Su vida útil de hasta 70 años supera ampliamente la de un sistema FV, evitando costosos desmontajes y reinstalaciones a mitad de su ciclo de vida.

A continuación, analizaremos y desmentiremos cinco de los mitos más comunes; con datos, experiencia y principios de diseño inteligentes.

Mito 1: La fijación sin rieles es más costosa

Realidad: La fijación sin rieles suele ser considerablemente más económica—tanto en materiales como en mano de obra. El ahorro en materiales proviene de eliminar los perfiles de aluminio largos y reducir el número de componentes. En muchos casos, se utiliza un 85% menos de aluminio y menos de un tercio de las piezas en comparación con sistemas tradicionales con rieles.

Los costos logísticos también disminuyen considerablemente. El envío de rieles es costoso y tedioso, especialmente para proyectos grandes que requieren camiones completos. En cambio, los sistemas sin rieles pueden transportarse en envíos mucho más livianos y compactos—a veces en un solo pallet o incluso en la cajuela de un auto. Esto se traduce a ahorros en fletes, equipos de elevación y coordinación en obra.

Mito 2: La instalación sin rieles lleva más tiempo

Realidad: La fijación sin rieles es, de hecho, más rápida que las instalaciones tradicionales con rieles. Contrario al mito, es en la mano de obra donde la instalación sin rieles realmente destaca. Los instaladores reportan que, con una buena planificación, la instalación a nivel de módulo puede completarse en menos de dos minutos por módulo FV. Al eliminar la necesidad de medir, cortar, ubicar y alinear los rieles, y al reducir el número de componentes utilizados, los sistemas sin rieles minimizan el tiempo del proyecto, especialmente el costoso tiempo sobre el techo.

La eficiencia se maximiza cuando la preparación de los módulos—incluyendo electrónica preinstalada y cables organizados—se realiza previamente en tierra o en un área de armado. Combinado con esquemas de strings bien diseñados y diagramas de cableado claros, este enfoque puede reducir drásticamente el tiempo de cableado en techo. En proyectos comerciales grandes, este método ha reducido el tiempo de cableado en techo. En proyectos comerciales grandes, este método ha reducido el tiempo de instalación entre un 30% y 50%.

Mito 3: La gestión de cables es más complicada sin rieles

Realidad: El manejo de cables no es más complicado —solo diferente. De hecho, muchos instaladores afirman que puede ser más fácil y eficiente con una buena planificación. En sistemas con rieles, los cables suelen sujetarse con bridas, lo cual puede derivar en instalaciones ineficientes, desordenadas e inconsistentes.

Los sistemas sin rieles promueven una planificación detallada que resulta en instalaciones más limpias y rápidas. Con preparación previa, electrónica preinstalada y diseño estratégico de strings, el cableado se vuelve sencillo y organizado. Cuando se planifica correctamente, los módulos pueden instalarse de forma plug-and-play, con menor manipulación y disminuyendo tiempo sobre el techo. 

Mito 4: Los techos metálicos no son estructurales

Realidad: Los techos metálicos sí son estructurales y pueden soportar cargas significativas cuando se instalan correctamente. Ya sean engargolados, corrugados o trapezoidales, todos ofrecen resistencia estructural cuando están fijados a una estructura. De hecho, OSHA exige que los techos soporten al menos 200 lb de carga puntual—y los techos metálicos cumplen fácilmente este requerimiento.

Cuando se aplican cargas—como nieve, viento o tránsito peatonal—el panel puede flexionarse ligeramente, pero su estructura metálica resiste daños gracias a su alta resistencia a la tracción. La resistencia exacta depende del material, espesor y diseño del panel metálico, incluyendo la altura y separación de las costillas, que añaden rigidez y reducen la deformación.

Esta capacidad estructural es clave al instalar paneles solares. Con sistemas sin rieles, las cargas de viento o nieve se transmiten a través de los módulos al techo metálico y luego a la estructura del edificio. Cada conexión—clips, fijaciones y puntos de anclaje—debe diseñarse para resistir estas fuerzas. Cuando se hace correctamente, los techos metálicos no solo soportan estos sistemas, sino que son una de las mejores opciones para instalarlos.

Mito 5: Los rieles ayudan a moverse con seguridad en el techo

Realidad: Aunque los rieles pueden servir temporalmente como puntos de apoyo, no están diseñados ni certificados para soportar personas—y confiarse de ellos puede fomentar hábitos inseguros.

Con un enfoque bien planificado, los instaladores que trabajan con sistemas sin rieles suelen encontrar mayor facilidad al moverse de forma vertical en techos inclinados utilizando andamios o sistemas de anclaje con líneas de vida, en lugar de tener que esquivar los voluminosos rieles. En este caso, lo ideal es instalar los módulos por columnas, desde el alero hasta la cumbrera, y luego mover el andamio a la siguiente sección.

Además, el acceso mediante andamios o zonas controladas con arneses puede adaptarse de manera eficiente a los sistemas sin rieles, facilitando el movimiento y reduciendo el riesgo de dañar los módulos por el tránsito en techo.

¿Por qué los techos metálicos y los sistemas sin rieles son la combinación perfecta?

El uso de techos metálicos data de hace más de 3,000 años, pero en las últimas cuatro décadas su popularidad se ha disparado gracias a la mejora en los procesos de fabricación y a costos menores. Hoy en día son reconocidos por:

• Durabilidad: Vida útil de hasta 70 años, superando ampliamente los 32.5 años promedio de un sistema FV
• Ligereza: 85% más livianos en el techo comparado con sistemas con rieles y mejor distribución de carga en un 25%
• Sostenibilidad: 98% de contenido es reciclado y cero residuos enviados a relleno sanitario
• Ecoeficiencia: 90% menos energía utilizada en la producción de componentes sin rieles en comparación con los sistemas con rieles
• ROI a largo plazo: Elimina la necesidad de reemplazar el techo durante la vida útil del sistema solar

A diferencia de otros techos que requieren desmontar el sistema FV al momento de retechado, el techo metálico evita ese gasto y complicación. Una vez instalado, el techo y el sistema solar funcionan como un sistema integrado de largo plazo, reduciendo el mantenimiento y maximizando el retorno de inversión.

Conclusión: Una forma más inteligente y sencilla de fijar paneles solares

La instalación solar sin rieles en techos metálicos es una solución comprobada que resuelve muchos de los retos asociados con rieles tradicionales. En una industria que valora la eficiencia, seguridad y durabilidad, aferrarse a mitos obsoletos solo retrasa el progreso. Es momento de adoptar una forma más  inteligente, ligera y eficiente de instalar sistemas FV en techos metálicos. Con un diseño adecuado y las herramientas correctas, la fijación sin rieles no solo es viable, sino que muchas veces es la mejor opción.

Sobre el autor

Mark Gies es Director de Estrategia y Desarrollo de Mercado en S-5!, empresa líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, reconocido por su sistema sin rieles PVKIT. Con 16 años de experiencia en la industria solar, Mark ha trabajado en desarrollo de productos, operaciones, instalación, cumplimiento, normativas, ventas y desarrollo comercial. Es vicepresidente del Comité de Fabricantes de Sistemas de Montaje de SEIA, miembro del Comité FV de SEAOC y miembro fundador del Panel Técnico de la norma UL 2703.

La entrada Desmitifcando 5 mitos: lo que hay que saber sobre la instalación solar sin rieles en techos metálicos se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) mantuvo una reunión clave con el presidente del Consejo de Ministros, Eduardo Arana, acompañado por el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, y el viceministro de Electricidad, Francisco Mendoza. En el encuentro, la SPR destacó la urgencia de avanzar con la reglamentación adecuada y oportuna de la Ley 32249, promulgada en enero de este año.

La comitiva fue encabezada por el nuevo presidente, Juan Pedro Aramburú, junto a la gerente general, Raquel Carrero, y el past presidente, Brendan Oviedo. Durante la reunión, remarcaron que la ley abre el mercado eléctrico a la competencia y constituye un punto de inflexión para el desarrollo del sector renovable en el Perú.

“La diversificación y descentralización de la matriz energética no solo garantiza la seguridad y sostenibilidad del sistema eléctrico, sino que además mejora la competitividad de las industrias nacionales”, expresó Aramburú ante las autoridades del Ejecutivo.

En la reunión se subrayó que el país dispone de un potencial eólico y solar que supera los 450.000 MW, con factores de planta superiores al promedio mundial, lo que reafirma la eficiencia de estos recursos. A este panorama se suma una cartera de proyectos que las empresas asociadas a la SPR tienen en marcha o en desarrollo, que supera los 13.700 MW y representa más de 12.900 millones de dólares en inversiones, además de la creación de miles de empleos en distintas regiones.

Desde la SPR insistieron en que la reglamentación de la Ley 32249 debe alinearse con los objetivos de eficiencia y competencia que inspiraron su aprobación. En esa línea, se solicitó que el proceso avance con un cronograma de publicación claro y previsible, capaz de ofrecer certidumbre a los inversionistas.

“Para que la reforma tenga éxito, es indispensable que los reglamentos respondan al espíritu de la ley y se publiquen a la brevedad”, señaló Carrero durante la exposición de la SPR.

El presidente del Consejo de Ministros coincidió en la importancia estratégica del sector. Arana remarcó que el Gobierno busca atraer nuevas inversiones al mercado eléctrico y que las renovables jugarán un rol central en el cumplimiento de los compromisos climáticos asumidos por el país. Asimismo, aseguró que el proceso de reglamentación será “ordenado, informado y transparente”, para generar confianza entre los actores privados.

En tanto, el ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, afirmó que la reglamentación de la Ley 32249 es una prioridad de su gestión, y anticipó que el objetivo es que los reglamentos estén listos antes de fin de año.

En paralelo al plano regulatorio, el contexto energético es favorable. Según el informe mensual de la SPR basado en datos oficiales, el 13% de la generación eléctrica nacional de agosto provino de fuentes renovables. En total, se produjeron 705,10 GWh, con la energía eólica como principal fuente, seguida por la solar y las mini hidroeléctricas. Ica y La Libertad lideraron en generación eólica, mientras que Arequipa y Moquegua se destacaron en solar.

El pico máximo de generación renovable no convencional (eólica y solar) se dio el 31 de agosto a las 15:00 h, con una participación del 24,9% en el SEIN. Además, se evitó la emisión de más de 318 mil toneladas de CO2 a la atmósfera gracias a la generación renovable del mes.

El uso de combustibles fósiles para generación fue de 36.700 toneladas equivalentes de petróleo (TEP), de las cuales el 97% fue gas natural. Aun así, la producción eléctrica total del sistema nacional aumentó apenas un 0,3% interanual, lo que contrasta con el incremento del 64,3% en la generación solar respecto a agosto de 2024.

En este escenario, Oviedo fue categórico: “Creemos que los primeros avances deberían verse en los próximos meses. Es indispensable contar con un cronograma de trabajo transparente y público, que brinde la certidumbre necesaria para que los inversionistas puedan avanzar”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica.

Consultado sobre el impacto de la reglamentación, agregó: “En el corto plazo reducirá la incertidumbre y dará confianza a los desarrolladores. En el mediano plazo, permitirá que más proyectos entren en ejecución, diversificando la matriz y posicionando al Perú como un hub atractivo para la inversión en transición energética”.

Al referirse a la cartera de proyectos que supera los 13,7 GW, Oviedo fue enfático: “La reglamentación es la pieza clave para que esa cartera deje de ser ‘pipeline’ y se convierta en inversión real. Los cambios en la estructura de contratación del mercado eléctrico abrirán el acceso a nuevos inversionistas y ofrecerán más opciones para estructurar el financiamiento de proyectos. Con ello, y con la competencia que viabilizará la reglamentación, podemos esperar que los proyectos más eficientes de esos 13.700 MW sean desarrollados”.

El llamado cobra aún más relevancia a una semana del encuentro Future Energy Summit (FES) Perú, el foro clave del sector renovable, donde se espera la participación de 500 stakeholders de compañías con fuerte presencia regional. Entre los panelistas se destacan Marco Fragale, CEO de Orygen, y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, quienes abordarán los desafíos que presenta el marco regulatorio.

En representación del sistema de transmisión, Cristian Remolina, gerente general de ISA Energía, y César Butrón, presidente del directorio de COES, ofrecerán un análisis técnico sobre la infraestructura y el balance del sistema eléctrico en un contexto de fuerte crecimiento proyectado. La reglamentación de la Ley 32249 será, sin dudas, uno de los temas más observados por inversores y desarrolladores del sector.

La entrada El sector renovable de Perú mantiene expectativas por un cronograma y reglamento claro que habilite 13700 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis, el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo, continúa ampliando su portafolio de soluciones para Latinoamérica con el lanzamiento de nuevos inversores de la serie Solarator y una propuesta de sistemas de almacenamiento de energía (BESS) orientada a proyectos de hasta 6 MW.

Las novedades fueron presentadas durante el webinar “Solis impulsa la independencia energética 24/7 ante cualquier clima”, realizado en conjunto con Energía Estratégica, donde Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) de Solis LATAM, explicó que la nueva gama de inversores híbridos está pensada para proyectos residenciales, comerciales, industriales y utility scale.

“Cada configuración responde a una necesidad técnica específica: desde el tipo de carga hasta la estructura de red y las condiciones climáticas del sitio”, manifestó Rodríguez.

El producto destacado del encuentro fue la serie de inversores Solarator. Dicha serie ofrece rangos de potencia flexibles, múltiples métodos de conexión, configuración de modos de operación y sobrecarga del backup, así como el uso de baterías en modo peak shaving, todo pensado para aplicaciones exigentes donde la energía 24/7 es una necesidad crítica.

“Además de los productos que ya están en el mercado, a finales del 2025 o principios del 2026 lanzaremos un nuevo inversor de almacenamiento de 75/100/150 kW en 440/480v. Todos esos inversores serán paralelizables hasta 6 y, con ello, superar 0,5 MW de potencia”, afirmó el especialista. 

Dicho inversor mantendrá una de las ventajas diferenciales: ser compatible con más de 30 marcas de baterías, lista que se actualiza constantemente.

Por otro lado, el CTO para LATAM reveló que la compañía incursionará en sistemas de baterías bajo el nombre Solis Storage, que introduce una solución BESS escalable. Su producto insignia será PrimePower, que utilizará celdas CATL y permitirá un alto nivel de personalización.

“Nuestro enfoque será el rango residencial, comercial e industrial de hasta 1-2 MW de capacidad. Y los productos de Solis Storage irán a la par de nuestros inversores, que ya pueden operar all in one”, confirmó Rodríguez durante el webinar exclusivo. 

“El primer sistema PrimePower, es una celda de CATL podrá tener 6 módulos de 109 kW por inversor y se podrá tener hasta 10 inversores de 50 kW en paralelo (500 kW de capacidad en inversores) y hasta 6 MW de potencia en almacenamiento”, precisó. 

Esta solución será aplicable a redes trifásicas en 380-415 V, con inversores de 29 a 60 kW, así como modelos en 220/230 V de 30K-LV y 35K-LV. Mientras que la compatibilidad con diferentes marcas de baterías será una constante en la estrategia de la empresa.

Además, Rodríguez anunció que el sistema de monitoreo actual Solis Cloud evolucionará hacia Solis Storage, en línea con los nuevos productos de almacenamiento, para ofrecer gestión inteligente en tiempo real de los flujos energéticos.

Con esta nueva gama de productos, la compañía consolida su presencia en América Latina y refuerza su apuesta por una oferta energética integral, confiable, escalable y adaptada a los desafíos de una región marcada por la urgencia de asegurar el suministro continuo de energía renovable.

La entrada Solis refuerza su catálogo con más inversores Solarator y sistemas BESS para proyectos en LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

El próximo lunes 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores será sede del evento más importante del sector energético en Hispanoamérica: Future Energy Summit (FES) celebrará su primera edición en Perú, congregando a más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de compañías líderes, autoridades nacionales, asociaciones del sector y organismos multilaterales clave.

Esta primera edición de FES en Perú llega en un momento clave para el país, que enfrenta el desafío de acelerar su transición energética con reglas claras para nuevas licitaciones, mecanismos robustos para contratos de largo plazo y soluciones que integren almacenamiento y eficiencia tecnológica en el desarrollo de proyectos.

Es por ello que la apertura del evento estará a cargo de empresas líderes como Acciona Energía, JA Solar y Statkraft, quienes brindarán su visión sobre el estado de la energía solar fotovoltaica en Perú y se analizarán los cuellos de botella y las perspectivas del mercado solar peruano. Asimismo, se abordarán temas como la competitividad de la tecnología, barreras para la conexión de proyectos, tiempos administrativos y señales de mercado.

Acto seguido será el turno de la visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética del país, en el cual dirán presente firmas como Orygen, ISA Energía, Fénix y Luz del Sur para debatir sobre el camino que debe seguir el país para acelerar su transición energética. Por lo que se discutirán temas como próximos pasos u objetivos prioritarios para los próximos años, compromisos o apuestas estratégicas para acelerar la transición energética, cambios concretos esperados hacia el 2030 y cómo se preparan las empresas para aprovechar dicho escenario. 

Por otro lado, el enfoque tecnológico será abordado de la mano de Gonvarri Solar Steel, Sungrow, Trina Solar, Jinko Solar y Zelestra, quienes revelarán las soluciones más avanzadas para incrementar la eficiencia de los sistemas solares, incluyendo almacenamiento con baterías, automatización, digitalización y nuevos modelos de integración que permiten mejorar el rendimiento operativo de las plantas solares.

Mientras que la energía eólica tendrá un espacio protagónico durante la jornada gracias a la mirada de Nordex Acciona Windpower, IGNIS Energía y AFRY. Los especialistas de dichas compañías expondrán las condiciones actuales para el desarrollo de parques eólicos onshore en el país y aspectos vinculados a las inversiones necesarias, los permisos ambientales y sociales, la competitividad frente a otras fuentes de energía y la participación de actores internacionales en nuevos desarrollos.

FES Perú tendrá otro momento de relevancia en la conversación destacada sobre política energética y visión renovable del Perú al 2050, que contará con autoridades nacionales y referentes técnicos con capacidad de decisión sobre la política energética del país.

Es por ello que dirán presente Roberto Tamayo Pereyra, ex director general de Electricidad del MINEM, Renzo Rojas, director de Proyectos de Electricidad de PROINVERSIÓN, Cesar Butrón, presidente del Directorio de COES, y Raquel Carrero, gerenta general de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), que explorarán el horizonte regulatorio, las metas de descarbonización y las oportunidades para posicionar a Perú como un hub regional de energías limpias.

En la segunda mitad del evento, se pondrá foco en los sistemas BESS y las oportunidades de negocio para acelerar la diversificación de la matriz energética, que ofrecerá una discusión concreta sobre cómo combinar generación renovable con almacenamiento para garantizar confiabilidad y flexibilidad al sistema.

CAPO Energy, CATL, Sungrow y Trina Storage presentarán casos prácticos, tecnologías disponibles y proyecciones de mercado que justifican inversiones en este tipo de soluciones integradas.

La jornada también incluirá un panel vinculado a inversiones estratégicas en minería y renovables, un espacio clave que conectará dos sectores fundamentales para la economía del país. Se analizará cómo avanzar en proyectos de energías renovables al servicio del consumo eléctrico del sector minero, explorando modelos de contratos, esquemas de financiamiento y la relación entre sostenibilidad y competitividad.

Todo esto redunda en que el nivel de los participantes confirma el carácter estratégico del evento. Se darán cita compañías globales como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, junto a desarrolladores, fabricantes y operadores como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation.

Asimismo, participarán actores institucionales y multilaterales como FMO, que compartirá su visión sobre financiamiento climático, y asociaciones como SPR, H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y OLADE, que enriquecerán el debate con marcos regulatorios, políticas públicas regionales y proyecciones hacia una matriz energética sostenible.

Con un enfoque técnico, político y comercial, y con espacios especialmente diseñados para el networking entre empresas, instituciones y autoridades, FES Perú 2025 se consolidará como el espacio de referencia donde se define el rumbo del sector energético en el país y en la región andina.

La entrada ¡Queda menos de una semana! FES Perú pondrá foco en las nuevas licitaciones renovables y más oportunidades de inversión se publicó primero en Energía Estratégica.

Solax Power proyecta un posicionamiento sólio y a largo plazo en el mercado peruano. La compañía, reconocida por su portafolio integral en tecnología fotovoltaica y almacenamiento, define su estrategia regional apostando primero al segmento Utility. “Queremos que se nos reconozca como una empresa orientada a tecnología de Utility, que también tiene soluciones a nivel comercial, industrial y residencial”, manifestó Luis González Castillo, LATAM & The Caribbean – Sales Manager, en diálogo con Energía Estratégica.

La firma prevé introducir dos líneas de producto clave en Perú. Por un lado, soluciones de inyección a red a partir de 1 MW en adelante, integradas en formato monomarca, con cabinas de transformación propias. Por otro, sistemas de almacenamiento a gran escala desde un megavatio hora, con los que busca posicionarse como un actor de referencia en la región. “Solax es una compañía que en su portafolio no tiene huecos de potencias”, destacó González Castillo. Esta lógica de posicionamiento responde a una visión clara: construir confianza desde lo más robusto del portafolio hacia los segmentos más pequeños.

González Castillo ha recorrido toda la cadena de valor energética: fabricantes, desarrolladores, instaladores, financieros y gobierno. Desde esa perspectiva, asegura que el próximo paso lógico de la transición energética es claro: “Las renovables no dejan de tener su carácter intermitente, y el siguiente paso tecnológico es complementar con niveles de almacenamiento que se necesitan”.

El representante de la compañía considera que las soluciones de almacenamiento deben evolucionar hacia estructuras financieramente eficientes. “El objetivo es que no eleven el costo al doble, como está pasando hoy, sino que sí haya un costo adicional, pero que no vuelva inviables los proyectos desde el punto de vista financiero”, indicó. En ese sentido, espera que la tecnología avance lo suficiente como para reducir la necesidad de incentivos regulatorios: “Que la misma tecnología se vuelva lo suficientemente eficiente como para que esto sea una realidad en el corto plazo, hablo de los próximos cinco o diez años”.

Desde el punto de vista comercial, Solax Power se propone objetivos concretos. Para el segmento comercial e industrial —específicamente proyectos de hasta 500 kW— busca establecer un modelo de distribución sólido con no más de dos canales por país. “Queremos distribuidores que puedan dar buen soporte técnico, excelente servicio, y que no se desincentiven al vender por falta de márgenes”, señala el ejecutivo.

En paralelo, la compañía espera materializar sus primeros proyectos en generación centralizada o generación más almacenamiento a nivel Utility en los próximos dos a tres años, con metas iniciales de 10 a 20 MW. “Eso sería un buen comienzo para el mercado peruano, que aún no está tan maduro como otros como el dominicano o el colombiano”, afirmó González Castillo.

Solax Power será uno de los speakers del Future Energy Summit (FES) Perú, evento al que asiste con expectativas elevadas. “Vengo siendo parte de los FES hace tiempo. Es muy interesante ver cómo mejora la calidad de los asistentes, y cómo crece el valor del networking”, resaltó.  El ejecutivo valora especialmente la participación de entes gubernamentales en estos encuentros: “Es una muy buena oportunidad para que el sector público plantee sus hojas de ruta y reciba feedback directo de fábrica”.

Cabe recordar que el encuentro 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, entre ellos Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Jaime Toledo, CEO Sudamérica de Acciona Energía, Marco Fragale CEO de Orygen, Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, entre otros.

En esa línea, considera que los planes de los gobiernos deben estar alineados con las capacidades tecnológicas reales. “Si escuchamos que Perú quiere crecer en renovables y almacenamiento Utility a cierto nivel, pero desde el lado tecnológico vemos que eso no es viable, ese contraste es muy valioso para ajustar expectativas y planes”, opinó.

El ejecutivo advirtió: “Entre menos maduro esté el mercado, menor es la calidad de la información que se da, y pueden generarse expectativas casi imposibles”. Por eso, destaca que uno de los mayores valores de FES es generar un “mapa” integral del estatus energético de cada país, algo clave para fabricantes y desarrolladores.

El contacto humano también ocupa un lugar central en la estrategia de la firma. “Al final los negocios los hacen las personas naturales convencidas de las calidades humanas y de las capacidades profesionales. El networking que permite el FES, vale más que años de exploración de mercado”, comentó el ejecutivo.

En este marco, González Castillo deja un mensaje claro: Solax Power llega a Perú para quedarse. “Estamos haciendo un trabajo muy consciente para que nuestra permanencia sea sólida. No queremos cometer los errores de otras compañías chinas que atomizan su presencia. Queremos que el cliente perciba que, al firmar con nosotros un proyecto a 10, 15 o 20 años, vamos a tener personal para poderlo atender”.

La entrada Solax Power refuerza su estrategia en Perú con foco en utility scale y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se prepara para una nueva edición de la Semana de la Energía, que se celebrará del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2025 en Santiago de Chile, con un formato renovado que busca optimizar el diálogo técnico y político en la región.

Una de las principales innovaciones será el cambio en la duración de las sesiones, que pasarán de 90 a 45 minutos, a fin de lograr “más dinamismo en cuanto a los temas”, según explicó Gastón Siroit, asesor técnico de la organización.

Esta modificación permitirá abordar una mayor variedad de tópicos dentro de una agenda regional cada vez más compleja. “Los temas que siempre tratamos de destacar giran en torno a la integración energética regional y al diálogo. Son transversales a todas las sesiones”, afirmó el asesor técnico de la Organización Latinoamericana de Energía. 

En esta edición, OLADE trabajará sobre cuatro pilares principales: recursos naturales, sector eléctrico, descarbonización de la demanda y transiciones energéticas justas. Además, se incorporarán mesas sectoriales de diálogo previas al Consejo Empresarial, con la participación de representantes de los sectores de minería, hidrocarburos, eléctrico, industria y transporte. 

“Abrimos cuatro mesas previas para minería, hidrocarburos, sector eléctrico, e industria y transporte”, señaló el especialista. El objetivo será sistematizar los desafíos y oportunidades identificados por el sector privado para presentarlos de manera estructurada a los ministros.

“Tener esta sesión previa nos permite canalizar todo el know-how y las iniciativas del sector privado para después integrarlas mejor en el Consejo Empresarial”, destacó Siroit, subrayando la necesidad de ordenar el creciente volumen de aportes que llegan a la organización. La metodología fue diseñada para garantizar que el diálogo ministerial se nutra de aportes sólidos, pero también manejables.

La reunión anual con ministros de los 27 países miembros volverá a ser un momento central de la Semana. Allí se presentarán los balances del año en curso y se definirán los lineamientos de trabajo para 2025. “Se trabaja siempre con una misma lógica: los ministros nos dan mandatos para que la Secretaría Ejecutiva trabaje”, explicó el funcionario.

Estas decisiones se formalizarán en una serie de acuerdos ministeriales que están siendo preparados de forma anticipada. “Sí, va a haber decisiones ministeriales. Ese es el objetivo de esta reunión”, confirmó Siroit, aunque aclaró que los contenidos específicos aún no pueden compartirse públicamente.

La participación política será acompañada por una fuerte apuesta a la diversidad temática y regional. “Tratamos de que se represente la mayor diversidad posible respecto a los temas, a las regiones y a los países”, indicó. Todos los eventos públicos serán transmitidos online, con el objetivo de garantizar un acceso amplio a los debates.

El enfoque también apunta a una mejora continua. “Parte del rol de los que estamos en OLADE es tratar de mejorar lo que se hizo el año anterior”, concluyó Siroit. Desde la organización confían en que esta edición fortalecerá la articulación entre gobiernos, sector privado y organismos multilaterales, consolidando a la Semana de la Energía como el principal espacio de gobernanza energética regional.

La entrada Cuenta regresiva para la Semana de la Energía: OLADE redefine su agenda regional se publicó primero en Energía Estratégica.

JA Solar refuerza su participación en el mercado renovable de Argentina. La compañía suministró sus módulos fotovoltaicos para un proyecto híbrido que ya se encuentra en operación en Fiambalá, provincia de Catamarca, y que pertenece a la firma Liex SA, subsidiaria de la minera china Zijin Mining.

La construcción del parque se inició en diciembre de 2024 y JA Solar entregó en enero de 2025 los módulos JAM66D45 de 650 W de potencia, modelo que se destaca por su amplio espectro de aplicación y robusto track récord.

«Este proyecto representa un excelente caso de éxito para seguir ampliando la presencia del módulo JAM66D45 en distintos ecosistemas, regiones y climas de Latinoamérica. Al tratarse de un módulo ampliamente probado, con resultados sólidos en condiciones muy diversas, refuerza la confianza de nuestros clientes para con nuestros módulos, y demuestra la robustez y consistencia del producto”, indicó Marcos Donzino, Head of Sales South LATAM de JA Solar. 

“Cada nueva instalación consolida aún más su historial de desempeño y fortalece nuestro track record como socio confiable para el sector minero y energético”, añadió en diálogo con Energía Estratégica.

“Es un proyecto insignia, ya que los parques solares tienen muy buena aplicación en proyectos mineros o que estén alejados de la red de distribución, y con ahorros importantes en costos. Es una de las soluciones más eficientes. Sabemos que en muchos proyectos de minería no hay red eléctrica cercana o hay que construir una nueva y tener un parque solar ayuda bastante”, continuó.  

El modelo JAM66D45 de 650 Wp de potencia máxima provisto para esta instalación cuenta con certificaciones como RETC y destaca por su desempeño bajo condiciones ambientales diversas y con resultados sólidos, de manera que “es un módulo de aplicación muy amplia” de JA Solar, con bajos niveles LCOE, lo que optimiza la logística y garantiza generación de energía a bajo costo. 

“Cumple los test más rigurosos, no sólo los mínimos requeridos, y eso es muy importante ya que disminuye el riesgo del cliente, punto muy importante ya que muchos proyectos de parques solares, el factor de reducir el riesgo lo más que se pueda es fundamental”, complementó el Head of Sales South LATAM de JA Solar. 

La ventaja de este modelo es que al ser tan amplio su espectro de aplicación en varios segmentos, también está disponible en los distribuidores locales en Argentina, como por ejemplo Multiradio, una empresa con una sólida reputación y una extensa trayectoria en la importación y comercialización de productos tecnológicos. 

“Asimismo, para el mercado argentino contamos con modelos del rango de potencias de 450-470 / 500-530 / 620-645 / +640/710-730 W. Es decir que tenemos una amplia gama de productos disponibles y flexibilidad técnica para proyectos de todos los segmentos, residencial C&I y utility scale”, señaló el especialista. 

Estrategia de expansión en LATAM

La participación en el proyecto de Fiambalá se enmarca dentro de una estrategia más amplia de JA Solar para consolidar su presencia en Argentina y Sudamérica. La compañía está creciendo fuertemente en el país, tanto en los segmentos utility como generación distribuida en el país y posee un market share global del 14%. 

En el mercado argentino, JA Solar apuesta por una oferta basada en tecnología avanzada y fuertemente probada. Para este año, liderará su catálogo con módulos bifaciales de tecnología TOPCon N-Type, disponibles en las  potencias mencionadas precisamente, a fin de mejorar la eficiencia energética y el rendimiento operativo, complementandose con soluciones de almacenamiento para responder a una demanda en crecimiento.

Y cabe recordar que para afianzar su posicionamiento, en 2024 JA Solar expandió su red de distribución en Argentina con Multiradio, que se distingue por gran amplitud y variedad de productos para fotovoltaica, post-venta local con laboratorio de reparación y ensayos y beneficios exclusivos para clientes, garantizando la disponibilidad inmediata de los productos y un servicio post-venta local de primera calidad. 

Pero el foco no se centra sólo a nivel local, sino que Donzino destacó que existe una óptica regional que la compañía está adoptando en América del Sur. 

“Estamos mirando fuerte la región, en particular yo estoy viendo Ecuador, Perú, Chile, Argentina, Uruguay, Paraguay, Bolivia. Además, en Perú somos los mayores exportadores de módulos y estamos buscando reforzar fuerte nuestra presencia en Chile, detalló. 

Con ello la empresa continúa su expansión con foco en soluciones técnicas avanzadas, soporte local y disponibilidad inmediata, consolidando así su presencia en proyectos de gran escala, en este caso para un sector estratégico como la minería.

La entrada JA Solar refuerza su presencia en Argentina con suministro para un proyecto minero en Catamarca se publicó primero en Energía Estratégica.

Puerto Rico avanza hacia una disyuntiva estructural: consolidar su transición energética o quedar amarrado al gas natural por otra década. En ese escenario, el almacenamiento con baterías (BESS) se perfila como el componente clave para garantizar resiliencia, integración renovable y autonomía frente a los apagones.

Para el experto del sector energético, Luis Aníbal Avilés, el panorama fue claro: “El almacenamiento energético será el corazón de la resiliencia”, sostuvo.

Su implementación permitirá absorber la generación solar durante el día, sostener el sistema eléctrico en momentos de interrupción y activar microredes comunitarias en eventos climáticos extremos.

“Sin baterías, la isla queda a merced de las restricciones de curtailment de LUMA y de la volatilidad del gas”, manifestó Avilés, señalando los riesgos de continuar dependiendo de combustibles fósiles e infraestructuras vulnerables a los vaivenes regulatorios.

A pesar de su importancia estratégica, la implementación masiva de sistemas BESS enfrenta un entorno incierto, principalmente por obstáculos regulatorios y legales. Según el especialista, “hay licitaciones activas y planeadas para proyectos solares y de almacenamiento”, pero su avance está condicionado a la estabilidad normativa. Uno de los principales factores de incertidumbre es la ofensiva legal de la Junta de Supervisión Fiscal (FOMB) contra la Ley 10-2024, normativa que protege la medición neta en la isla.

“El avance depende de reglas claras y de incentivos que contrarresten la incertidumbre creada por la demanda de la FOMB contra la Ley 10-2024”, advirtió. La medida legal no solo impacta a los prosumidores, sino que genera un efecto cascada sobre toda la cadena de inversión en infraestructura energética limpia.

A esto se sumó una serie de trabas impuestas por LUMA Energy, empresa encargada de la transmisión y distribución eléctrica. Una de las más controvertidas fue el intento de imponer curtailment sin compensación, lo que implica limitar la energía renovable disponible incluso cuando puede inyectarse a la red. “LUMA intenta imponer curtailment sin compensación, lo cual limita la energía renovable aun cuando está disponible”, remarcó el experto.

Otro obstáculo clave fue el cobro de 300 dólares a los prosumidores, una medida que en la práctica desalienta inversiones residenciales en almacenamiento y retrasa la descentralización del sistema. “Sin resolver ese frente regulatorio, la adopción masiva de BESS seguirá en riesgo”, afirmó Avilés.

La tensión se amplificó por la contradicción estructural entre la política pública vigente y las decisiones políticas que se están tomando. Según Avilés, “el principal desafío hoy es la contradicción entre la política pública escrita —que ordena la transición a renovables— y la insistencia de la Gobernadora González en amarrar al país al gas natural”. El caso más concreto fue la negociación de un contrato de entre 7 y 10 años con New Fortress Energy, empresa que, además, enfrenta problemas financieros. “Se busca cerrar un contrato con una empresa casi insolvente”, subrayó.

Pese a las tensiones, el sector renovable mantuvo sus expectativas activas de cara a los próximos años. Avilés destacó tres frentes que marcarán el rumbo del sistema eléctrico insular: la adjudicación de proyectos de almacenamiento a gran escala, la habilitación de microredes resilientes y la defensa legal de la Ley 10-2024.

“Los próximos meses marcarán si Puerto Rico consolida su ruta a 100% renovables o si queda anclado en gas natural por otra década bajo New Fortress”, concluyó Avilés.

Con el almacenamiento energético como pieza clave del sistema futuro, las decisiones que se tomen hoy —tanto regulatorias como contractuales— definirán si la isla avanza hacia la soberanía energética y la resiliencia climática, o si continúa atada a modelos fósiles en crisis.

La entrada Puerto Rico apuesta al almacenamiento energético para blindarse ante la inestabilidad y las trabas regulatorias se publicó primero en Energía Estratégica.

Centroamérica está experimentando una transformación silenciosa pero profunda en su infraestructura energética y ambiental. Con más de 918 MW en proyectos solares planificados entre 2025 y 2026, y el respaldo de hasta US$10.000 millones en financiamiento multilateral, la región comienza a consolidar una agenda verde en respuesta a su elevada vulnerabilidad climática.

“La infraestructura verde no es un lujo, sino una herramienta esencial para mitigar riesgos y fomentar el desarrollo inclusivo”, manifestó el director general de Grupo Aldesa México, Diego Hernández Martins.

El mercado latinoamericano de infraestructura verde alcanzará los US$491.830 millones en 2025, creciendo desde los US$464.500 millones del año anterior, con una tasa compuesta del 4,2% hasta 2034. Esta dinámica incluye tanto infraestructura física —como corredores biológicos, parques urbanos y sistemas hídricos— como generación y almacenamiento de energías renovables. México y Centroamérica enfrentan amenazas crecientes: fenómenos climáticos extremos podrían aumentar un 25% para 2030, afectando directamente sectores como el turismo, la agricultura y el abastecimiento hídrico.

Las tecnologías renovables más dinámicas en la región son la energía solar fotovoltaica y la eólica, seguidas por geotermia y biomasa en menor medida. En total, 31 nuevos proyectos solares agregarán 918 MW, particularmente en Panamá, Nicaragua, Costa Rica y El Salvador.

“El énfasis en solar y eólica se debe a la rapidez de despliegue, la caída en costos y su facilidad de integración en redes híbridas”, explicó Hernández Martins. Asimismo, el respaldo financiero tiende a alinearse con estas tecnologías por su menor huella de carbono y alta escalabilidad.

Costa Rica lidera la región con una matriz casi 100% renovable, además de un marco normativo sólido. Panamá y El Salvador han simplificado permisos para atraer inversión, mientras Guatemala se destacó por su apertura a subastas competitivas y capital extranjero. Entre las recomendaciones clave para mantener la competitividad destacan la agilización de permisos, subastas tecnológicamente neutras, incentivos fiscales, metas claras hacia 2030 y 2050, y la inversión en redes inteligentes y formación técnica local.

El impulso regional tiene un pilar clave: el financiamiento multilateral. Solo en 2025, instituciones como el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y la Corporación Financiera Internacional (IFC) canalizarán hasta US$10.000 millones hacia proyectos de almacenamiento energético, redes de distribución adaptadas al clima, restauración de manglares e hidrógeno verde. “Estos fondos abren oportunidades enormes para tecnologías con resiliencia climática como las baterías, redes inteligentes o las microrredes en zonas rurales”, resaltó el directivo de Aldesa.

Aldesa y el liderazgo empresarial en infraestructura resiliente

Aldesa se posiciona como uno de los actores con mayor proyección para ejecutar proyectos clave en Centroamérica. Con presencia consolidada en México y operaciones en Perú, Chile y Uruguay, la empresa busca expandirse a la región a través de megaproyectos e infraestructura resiliente. “Nuestra experiencia en APP y energías renovables nos posiciona como socio ideal para iniciativas como las plantas solares de Baja California o corredores como el Tren Interoceánico”, señaló Hernández Martins.

La empresa apuesta por tres pilares estratégicos: participación en asociaciones público-privadas (APP), aún subutilizadas en la región; integración de soluciones verdes urbanas con eficiencia energética y biodiversidad; y expansión hacia corredores logísticos, con aportes en resiliencia costera y monitoreo climático. “Aldesa no solo construye; genera valor duradero. Con 2.000 profesionales, invertimos en materiales bajos en emisiones y tecnologías de monitoreo”, enfatizó.

Pese al avance, persisten obstáculos estructurales. Uno de ellos es la escasez de áreas verdes en ciudades del norte de México, documentada en febrero de 2025. Otro es el débil marco jurídico para APP en varios países centroamericanos, lo que limita la captación de capital privado. “Las APP representan una oportunidad subestimada para atraer inversión sin sobrecargar las finanzas públicas”, afirmó Hernández Martins.

También urge garantizar equidad en la distribución territorial de los beneficios de esta transición, especialmente en comunidades rurales aisladas. Para ello, los gobiernos deben acelerar marcos regulatorios y reducir barreras burocráticas que aún frenan el despliegue de tecnologías limpias. “Sin reglas claras para almacenamiento y nuevos vectores energéticos, la región podría quedar rezagada frente a competidores como Chile o Brasil”, subrayó el Director General de Aldesa México.

El camino hacia una Centroamérica resiliente, verde e inclusiva está en marcha, pero requerirá acciones políticas audaces, regulación eficiente y una mayor articulación entre sector público, privado y multilaterales. “El cambio climático no espera, pero nosotros sí estamos preparados para actuar”, concluyó Hernández Martins.

La entrada Centroamérica acelera su infraestructura verde con renovables y USD 10000 millones en financiamiento multilateral se publicó primero en Energía Estratégica.

La energía del futuro ya está en marcha, Erco marca un hito en la transición energética del país, combinando generación solar y almacenamiento para garantizar energía limpia, económica y digital. Con la inauguración de La Martina y más de cinco proyectos de almacenamiento en ejecución en los departamentos de Tolima, Antioquia, Bolívar y Cesar, junto a más de 100 MWh en proyectos en fase de estructuración y desarrollo, Erco está redefiniendo el sistema energético en Colombia.

Después de meses de esfuerzo, dedicación y el trabajo coordinado de múltiples áreas, La Martina ya es una realidad. Pero no es una planta común: es el reflejo de lo que representa Erco. Un equipo que asume grandes desafíos con audacia y determinación, que va más allá de “hacer las cosas bien” para transformar el futuro energético del país.

La Martina es la primera granja solar en Colombia que incorpora un sistema de almacenamiento de energía a gran escala. Con más de 34000 paneles solares que suman 16,7 MWp y una batería de última generación con capacidad de 6,9 MWh, esta planta logra producir cerca de 22,5 GWh anuales de energía limpia. Eso significa 2,5 GWh adicionales comparados con una planta solar tradicional, gracias a que ningún kilovatio hora del sol se desperdicia. 

Esta eficiencia energética se traduce en una disminución estimada de 339 toneladas de CO₂ anuales, equivalentes a la captura de carbono de 2372 árboles plantados. Una descarga completa de la batería instalada equivale a la energía necesaria para alimentar aproximadamente 495.000 teléfonos móviles.

La batería permite aprovechar al máximo la energía generada durante el día: se carga en horas de alta radiación y libera electricidad en la noche, justo en los picos de mayor demanda, contribuyendo así, a mejorar la tensión de la red y a evitar apagones. Este es solo el comienzo. Las siguientes generaciones de proyectos avanzan hacia tecnologías con capacidad de grid forming, que representan un antes y un después en el sector energético. Con estas soluciones, no solo será posible desplazar energía en el tiempo, sino también gestionar la estabilidad y operación completa de la red, algo impensable hace apenas unos años.

Pero este logro va más allá de la tecnología. Durante su construcción, La Martina generó empleo directo para más de 150 personas, demostrando que las energías renovables también pueden traducirse en oportunidades reales para las comunidades. Con este tipo de proyectos, Erco contribuye al crecimiento del país, apostando por una matriz energética limpia, la promoción del empleo digno y el fortalecimiento del dinamismo económico.

Con más de 13 años en el desarrollo de soluciones energéticas inteligentes y 365 MWp construidos, Erco reafirma su compromiso con la eficiencia, la innovación tecnológica y la sostenibilidad. La Martina representa un avance estratégico en la transición energética de Colombia y Latinoamérica, al integrar en un solo sistema generación solar y almacenamiento a gran escala.

Este proyecto no solo mejora la confiabilidad y estabilidad del sistema eléctrico, sino que posiciona a Erco como un referente en la implementación de infraestructuras energéticas de última generación. Ingresa aquí y descubre cómo está transformando el sistema energético en Colombia y Latinoamérica con innovación, tecnología y sostenibilidad.

La entrada La Martina: un proyecto pionero que consolida la transición energética en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Se realizó el lanzamiento oficial del proyecto de cooperación público-privada (PPP) “H2 Power Plants for LATAM: Scaling Modular Green Hydrogen for Industrial Transformation in Brazil and Chile”, liderado por Wilo y la Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ), en colaboración con las Cámaras Alemanas de Comercio e Industria en Chile (AHK Chile) y Brasil (AHK Rio).

El evento, que contó con la presencia de representantes de la industria, el sector público, la academia y asociaciones sectoriales, incluyó la firma del acuerdo, la presentación de los objetivos del programa H2Uppp del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWK) y un diálogo sobre los factores clave para escalar el hidrógeno verde en la industria chilena, moderado por la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).

El proyecto, que se ejecutará entre agosto de 2025 y septiembre de 2026, tiene como propósito impulsar el desarrollo del mercado de hidrógeno verde en Chile y Brasil a través de soluciones modulares integrales de generación, almacenamiento y reconversión de hidrógeno en instalaciones industriales. Además, considera la realización de estudios de prefactibilidad, modelos de negocio y programas de formación para fortalecer las capacidades locales y acelerar la adopción de esta tecnología.

“Este proyecto contribuirá al desarrollo del mercado de H₂/PtX verde en Brasil y Chile, impulsando la implementación y el desarrollo de soluciones basadas en hidrógeno, abriendo nuevas oportunidades de negocio para empresas de ingeniería y promotores de proyectos locales, y mejorando la competitividad de la industria local. Nos enorgullece formar parte de este acuerdo con GIZ, que nos permite seguir avanzando con entusiasmo hacia un futuro más verde, fortaleciendo la cooperación con América Latina y liderando la evolución hacia un modelo energético sustentable con hidrógeno”, declaró la Ing. Giannina De Nicola, coordinadora de Ingeniería de Aplicaciones en Wilo

“Como gobierno de Alemania, estamos comprometidos con impulsar este tipo de alianzas en comercio y tecnología. Y el hidrógeno es, sin duda, una oportunidad compartida que vincula a Alemania y América Latina, conectando a la industria y al sector público, uniendo conocimiento con implementación. Buscamos desarrollar conjuntamente soluciones económicas viables para un hidrógeno climático-amigable, sistemas de certificación confiables e infraestructura transfronteriza.

América Latina -y en especial Chile y Brasil- desempeñan un papel central en este sentido. Con abundantes recursos renovables, un claro compromiso político y una base industrial en crecimiento, la región cuenta con todas las condiciones para convertirse en un socio confiable y de largo plazo en la economía global del hidrógeno”, señaló el Dr. Christian Storost, Jefe de la División de Impulso Internacional del Hidrógeno del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania, quien dio un saludo en video al inicio del evento.

Con este lanzamiento, Alemania, Chile y Brasil reafirman su compromiso con la transición energética y con la creación de un ecosistema de hidrógeno verde que permita descarbonizar industrias intensivas en energía, abrir nuevas oportunidades de inversión y generar empleo calificado en la región.

La entrada Lanzan un proyecto PPP entre Wilo y GIZ para impulsar plantas modulares de hidrógeno verde en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

¡Hoy es el día esperado! Solis, en conjunto con Energía Estratégica, realizará un webinar exclusivo para Latinoamérica, un encuentro virtual que marcará un antes y un después en la forma de concebir el suministro eléctrico confiable y continuo.

El evento comenzará a las 13:00 hs ARG/URU/CHI – 11:00 hs COL/PER/ECU/PAN – 10:00 hs MEX, y será liderado por Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) de Solis LATAM. La participación es gratuita y todavía quedan algunas horas para asegurar un lugar de acceso sin costo.

📌 Regístrese aquí sin cargo:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScQd1IzaqmsNXk9YC8DCQJbHFE2lTsAaCZVdD104wXgOP2nuA/viewform?usp=sharing&ouid=108248392705476916056

Más allá de la presentación técnica, el encuentro está diseñado para la interacción directa. Los asistentes podrán aprovechar un espacio de networking y chat en vivo, plantear consultas específicas y recibir respuestas en tiempo real de los especialistas de Solis, lo que garantiza un intercambio ágil y enriquecedor.

El gran atractivo de este webinar será la introducción de la Serie Solarator, una solución de inversores híbridos que combina energía solar y generadores diésel. Esta tecnología está pensada para dar respuesta a los desafíos energéticos propios de la región: redes poco confiables, fenómenos climáticos extremos y la necesidad de contar con un suministro estable 24/7.

Solis mostrará cómo la Serie Solarator puede adaptarse a distintos escenarios gracias a su escalabilidad, respaldo instantáneo, compatibilidad con baterías de litio o plomo y monitoreo remoto mediante Solis Cloud. Entre los modelos destacados se incluyen el S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS y el S6-EH3P(30-60)K-H, todos ellos diseñados para garantizar energía continua sin interrupciones.

Además, se dará a conocer el Smart Port, una innovación que optimiza la gestión de cargas, mejora la eficiencia en el uso de generadores y amplía la modularidad del sistema. Esto hace que la solución pueda implementarse en viviendas aisladas, industrias que requieren respaldo constante o zonas rurales y urbanas con fallas frecuentes en la red pública.

El CTO de Solis LATAM, Sergio Rodríguez, compartirá insights exclusivos sobre implementación, escalabilidad y beneficios técnicos de la propuesta, entregando información aún no disponible masivamente en el mercado. Para quienes participen, esto significa acceder antes que la competencia a soluciones avanzadas de almacenamiento y respaldo, con aplicaciones concretas y casos reales de éxito.

📌 Inscríbase gratis en este link:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScQd1IzaqmsNXk9YC8DCQJbHFE2lTsAaCZVdD104wXgOP2nuA/viewform?usp=sharing&ouid=108248392705476916056

La cita de hoy no podría ser más oportuna: en una región donde el cambio climático y las limitaciones de infraestructura eléctrica ponen a prueba la estabilidad del sistema, contar con herramientas como la Serie Solarator representa un paso firme hacia la independencia energética.

Quienes se conecten no solo aprenderán cómo garantizar suministro eléctrico 24 horas al día, los siete días de la semana, sino que también podrán interactuar directamente con los expertos y resolver sus dudas técnicas en vivo.

El acceso es totalmente gratuito, pero las inscripciones cierran hoy. No deje pasar la oportunidad de anticiparse y conocer de primera mano cómo Solis está transformando el panorama energético en Latinoamérica.

📌 Regístrese sin costo aquí:
https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLScQd1IzaqmsNXk9YC8DCQJbHFE2lTsAaCZVdD104wXgOP2nuA/viewform?usp=sharing&ouid=108248392705476916056

La entrada Hoy es el webinar de Solis: conéctese gratis y descubra la independencia energética 24/7 se publicó primero en Energía Estratégica.

El próximo lunes 29 de septiembre, el Hotel InterContinental Lima Miraflores será el escenario de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en Perú, un foro clave para el debate estratégico del sector energético en el que se espera la participación de más de 400 asistentes, entre ellos CEOs de empresas líderes, autoridades nacionales, asociaciones clave y organismos multilaterales.

El encuentro contará con transmisión en vivo a través del canal de YouTube de FES, consolidando a esta plataforma como la única en la región que brinda acceso libre y en tiempo real a los principales debates de la transición energética. 

La realización de FES Perú 2025 se da en un momento crítico para el mercado local. Actualmente, el país cuenta con casi 1800 MW de capacidad instalada en energías renovables no convencionales, pero se proyecta que esta cifra podría alcanzar los 4,5 GW hacia 2030. 

A esta perspectiva se suma un pipeline en rápida expansión: más de 60 proyectos eólicos con una capacidad total de 14881,5 MW y otros 16314 MW solares en distintas fases de desarrollo. Este crecimiento plantea oportunidades concretas de inversión, pero también exige respuestas claras en materia de planificación de redes, diseño regulatorio y acceso al financiamiento.

Por lo que uno de los espacios centrales del encuentro será el panel “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú”, que reunirá a ejecutivos de primera línea como Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Marco Fragale, CEO de Orygen, Cristian Remolina, gerente general de ISA Energía, y Juan Elías Salinas, gerente general de Fénix. 

La discusión se centrará en los cambios concretos que impulsarán la transición energética en los próximos cinco años y cómo se preparan sus empresas para este escenario, las oportunidades para ampliar sus portafolios renovables, el rol del almacenamiento, obras prioritarias y objetivos estratégicos hacia el final de la década. 

FES Perú también contará con una conversación destacada sobre política energética y visión renovable del país al 2050”, un espacio técnico en el que reguladores, exfuncionarios y representantes de asociaciones analizarán los elementos estructurales del sistema energético peruano. 

Es por ello que dirán presente Roberto Tamayo Pereyra, ex director general de Electricidad del MINEM, Renzo Rojas, director de Proyectos de Electricidad de PROINVERSIÓN, Cesar Butrón, presidente del Directorio de COES, y Raquel Carrero, gerenta general de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). 

Entre los temas más relevantes, se debatirán las políticas públicas concretas están impulsando para acelerar el despliegue de proyectos, sumado a la fuerte concentración territorial del pipeline renovable en regiones como Arequipa, Moquegua, Ica, Lambayeque y Piura, y se planteará cómo evitar los cuellos de botella en la red en un escenario de crecimiento renovable para los próximos r privado está impulsando ante las autoridades.

Networking de alto nivel y presencia de líderes regionales

FES Perú 2025 se caracteriza, además, por sus espacios de networking de alto nivel, donde decenas de ejecutivos del sector se reunirán para explorar nuevas oportunidades de negocio, consolidar alianzas estratégicas y avanzar en acuerdos concretos que impulsen la transición energética en Perú. 

La presencia de líderes de compañías como JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar, CATL, Solar Steel, Sungrow, Solax Power, Luz del Sur, Hernández & Cía, Elecnor Perú, Canadian Solar, Yingli Solar, GCL y Haitai Solar, así como de empresas como CAPO Energy, Nordex, ACCIONA, DIPREM, AFRY, Alurack, DQD, ISA Energía, Great Power y BLC Power Generation, garantiza un entorno propicio para la generación de negocios. 

También estarán presentes organizaciones multilaterales como FMO, que aportará su visión sobre financiamiento climático, y asociaciones como SPR, H2 Perú, Perú Renovables, ACESOL y OLADE, que enriquecerán el debate con marcos regulatorios y perspectivas regionales.

A pocos días del evento, aún es posible adquirir entradas para ser parte de este espacio estratégico donde se definirán las condiciones futuras del sector energético peruano y regional. FES Perú 2025 será una instancia clave para escuchar de primera mano a los principales CEOs y autoridades regulatorias, y conocer cómo se preparan para liderar la transformación energética del país.

La entrada FES Perú 2025 reunirá a los principales CEOs y autoridades que definirán el futuro renovable del país se publicó primero en Energía Estratégica.

Hoy se marca un nuevo hito para la industria solar: Energía Estratégica lanza oficialmente el PVBook 2025, el único catálogo internacional del sector fotovoltaico. 

ACCEDA AL CATÁLOGO

Se trata de una herramienta estratégica y gratuita que ya está disponible para consulta y descarga en línea, consolidándose como el espacio de referencia para quienes buscan comprender las últimas tendencias en módulos, inversores, trackers y baterías, además de acceder a fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.

El PVBook 2025 no es un simple compendio de información. Su propósito es centralizar y ordenar en un solo lugar los contenidos clave que necesitan fabricantes, generadores, inversores y distribuidores, convirtiéndose en una plataforma que conecta a los actores del mercado global y fortalece la toma de decisiones técnicas y comerciales en un escenario cada vez más competitivo. 

Al reunir en un mismo espacio los principales desarrollos del sector, este catálogo se convierte en un instrumento indispensable para anticipar tendencias, comparar soluciones y potenciar la visibilidad de marcas que buscan consolidarse en mercados emergentes o afianzar su posición en territorios ya desarrollados.

El catálogo también incorpora casos de éxito, proyectos estratégicos y experiencias internacionales que funcionan como guías prácticas y evidencias de cómo la tecnología aplicada logra resultados tangibles. 

ACCEDA AL CATÁLOGO

Desde iniciativas que han optimizado la generación solar en condiciones extremas hasta ejemplos de integración con sistemas de almacenamiento y soluciones híbridas, el PVBook 2025 ofrece un panorama concreto de cómo la innovación se materializa en proyectos reales. Esto lo posiciona como un recurso que trasciende lo informativo, al ofrecer un puente entre el desarrollo tecnológico y las oportunidades concretas de negocio.

El PVBook 2025 también representa un escaparate de visibilidad internacional para las empresas participantes. Fabricantes y proveedores líderes como Above, Amara, APsystems, Astronergy, Black & Veatch, CATL, ClouEss, EMD International, EPSE San Juan, Fronius, Genneia, GCL, Gonvarri Solar Steel, Gotion, Great Power, Growatt, Haitai Solar, Hellonext, Huawei, JA Solar y Jinko Solar. 

Junto con otras firmas de relevancia como Master Battery, PVH, Pylontech, RCT Power, Risen, SAV Digital Power Technologies, Sigenergy, Sisener, S-5!, SolaX Power, Solar DQD, Solis, Solstice Solar Power, Sungrow, Yingli Solar e YPF Luz, ya forman parte de esta edición. 

Su participación refleja la confianza depositada en el catálogo como canal estratégico de posicionamiento global y como un punto de convergencia para marcas consolidadas y emergentes. Y gracias a esta diversidad de actores, el PVBook 2025 se presenta como una herramienta con impacto transversal en la cadena de valor. 

ACCEDA AL CATÁLOGO

Para los fabricantes, significa un espacio estructurado donde mostrar su portafolio con claridad y profesionalismo; para los desarrolladores y generadores de energía, implica acceso a información precisa que facilita evaluar tecnologías y reducir tiempos de análisis; para los inversores, aporta insumos confiables que permiten identificar oportunidades de negocio y medir riesgos; y para los distribuidores, abre la puerta a un mercado en expansión al brindar un panorama ordenado de opciones y proveedores.

Otro rasgo distintivo del PVBook es su carácter internacional y abierto. Al estar disponible en formato digital y de acceso gratuito, cualquier profesional del sector puede consultarlo y descargarlo desde cualquier parte del mundo, lo que amplifica su impacto y lo convierte en una plataforma verdaderamente inclusiva. En un contexto donde la competitividad global es cada vez más intensa, la democratización del acceso a la información especializada se vuelve un factor clave para impulsar el desarrollo de nuevos proyectos y fomentar una transición energética más rápida y eficiente.

Con este lanzamiento, Energía Estratégica reafirma su liderazgo en la generación y difusión de conocimiento especializado, aportando un insumo de valor que impulsa la transparencia, la visibilidad y la eficiencia dentro de un mercado en permanente transformación. El PVBook 2025 no solo organiza la información disponible, sino que marca un antes y un después en la forma de acceder, compartir y utilizar el conocimiento estratégico en la industria solar global.

En definitiva, se consolida como el gran punto de encuentro de la innovación fotovoltaica internacional, un hito que refleja la madurez del sector y su capacidad de avanzar hacia un futuro más sostenible con herramientas concretas, accesibles y diseñadas para generar resultados tangibles.

ACCEDA AL CATÁLOGO

La entrada Energía Estratégica presenta el PVBook 2025: el único catálogo internacional del sector fotovoltaico se publicó primero en Energía Estratégica.

Con una participación preliminar de 23 empresas que retiraron las bases, la licitación PEG-5 en Guatemala despertó expectativas dentro del mercado eléctrico. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, desde ENERGUATE aseguraron que este nivel de interés evidenciaba la magnitud de la oportunidad para el desarrollo de nueva capacidad de generación, aunque aclararon que la diversidad tecnológica aún no podía conocerse, ya que esta información estará disponible recién el 12 de febrero de 2026, cuando se presenten las ofertas técnicas.

“A la presente fecha, 23 empresas han retirado las bases de licitación”, confirmaron desde ENERGUATE. Sin embargo, advirtieron que “en esta etapa no se requiere información sobre la tecnología o diversidad de las ofertas”, por lo que todavía no era posible proyectar el mix tecnológico de los proyectos.

En cuanto a los precios, la distribuidora aclaró que estos estarían determinados por múltiples factores, entre ellos el tipo de tecnología, la escala de los proyectos y la eficiencia con la que se desarrollen. “La disponibilidad de precios del mercado será en función de las tecnologías ofertadas, tamaño de las centrales de generación y eficiencias en el desarrollo de los proyectos”, explicaron. El mecanismo de subasta inversa, previsto para la evaluación económica en 2026, será clave para transparentar el comportamiento del mercado y definir las condiciones comerciales.

Además, desde la empresa recordaron que los proyectos que resulten adjudicados deberán iniciar suministro en 2030, por lo que los costos estarán sujetos a las condiciones tecnológicas que se consoliden hacia ese año. “Las condiciones de los precios de los equipos o avances tecnológicos previstos por los oferentes se revelarán hasta en la fecha de la evaluación económica de las ofertas”, subrayaron.

Desde ENERGUATE también señalaron que las oportunidades para tecnologías renovables no surgían únicamente de la adenda, sino de las propias características de consumo del mercado eléctrico. En esa línea, resaltaron que la estructura de la demanda, reflejada en las bases de la licitación, abriría espacio para múltiples soluciones tecnológicas. “Las bases de licitación ofrecen una curva de consumo con oportunidades para todas las tecnologías y sus características correspondientes”, indicaron.

Sobre la viabilidad financiera de los proyectos, ENERGUATE resaltó que Guatemala contaba con un marco legal sólido, respaldado por la Ley General de Electricidad y sus reglamentos, que permitió una apertura sostenida a la inversión privada en el sector. “El sector de energía ofrece una buena certeza jurídica mediante la Ley General de Electricidad y sus reglamentos que ha permitido la apertura a inversiones privadas”, aseguraron.

Esa apertura fue clave para la transformación del parque generador guatemalteco, que hoy cuenta con un 74% de participación renovable. “No solo se ha elevado el parque de generación con inversiones nuevas, sino que hemos avanzado hasta un 74% de energía renovable”, destacaron desde la compañía.

En términos de bancabilidad, subrayaron que el país contaba con mecanismos que aseguraban el cumplimiento de los contratos. “Como ha quedado demostrado en los más de 25 años de apertura del mercado, se ofrecen las garantías de pago suficientes para que estas inversiones se materialicen”, afirmaron.

El proceso del PEG-5, junto con la licitación PET-3, continúa avanzando con la publicación de adendas que ajustan plazos clave. En el caso del PEG-5, la presentación de ofertas técnicas se realizará en febrero de 2026, y la evaluación económica ocurrirá a mediados de ese año. La expectativa de ENERGUATE es que este proceso consolide la participación renovable en la matriz, fortalezca la competitividad y brinde un entorno atractivo para nuevos inversores.

La entrada ENERGUATE proyecta un impulso renovable en Guatemala tras el interés por la licitación PEG-5 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentará, durante la próxima edición de la X Semana de la Energía, que se llevará a cabo del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2025, el esperado Libro Blanco del Almacenamiento de energía en América Latina y el Caribe, que reunirá un análisis técnico y político sobre el estado actual, desafíos y recomendaciones estratégicas del almacenamiento energético en América Latina y el Caribe.

“OLADE va a sacar el Libro Blanco del Almacenamiento durante la Semana de Energía”, afirmó Gastón Siroit, asesor técnico de la organización, quien adelantó que el evento de presentación será el miércoles, segundo día del evento, y contará con la participación del ministro de Energía de Chile.

El almacenamiento energético se posiciona como uno de los temas más relevantes para OLADE este año. No solo por el crecimiento de su adopción en la región, sino también por su incorporación sistemática en licitaciones recientes. 

“El Caribe tuvo varias de estas, como en Barbados, Jamaica o en República Dominicana, donde se adecuaron las bases para garantizar la incorporación de potencia solar con un 50% de capacidad de almacenamiento”, destacó Siroit, señalando una tendencia hacia esquemas que fortalecen la estabilidad del sistema eléctrico en territorios sin interconexión física.

La importancia estratégica del tema motivó el desarrollo del Libro Blanco, cuya elaboración fue liderada por el equipo técnico de OLADE. 

“Este documento tiene todo el detalle de proyecciones, avances por país y precios”, precisó el asesor. Una entrevista técnica más profunda con el autor del informe ya está prevista.

Además del Libro Blanco, OLADE elaboró este año más de una decena de notas técnicas sobre temáticas clave como biocombustibles, electromovilidad, cocción limpia y transmisión eléctrica, disponibles en su portal oficial. 

“Estamos estandarizando la información y ofreciendo contenido técnico actualizado a nuestro ecosistema: todos los primeros martes se publican un informe técnico”, subrayó Siroit. Según explicó, esto permite facilitar el acceso al conocimiento técnico y consolidar la capacidad de toma de decisiones de los actores del sector.

El enfoque en almacenamiento se articula con otro eje clave para la organización: el fortalecimiento de la agenda energética en el Caribe. Durante la presidencia pro témpore de Barbados –que culminará en Santiago con el traspaso a Belice–, OLADE impulsó una serie de acciones que incluyeron una hoja de ruta energética regional y el informe “Navegando la transición energética en el Caribe”, elaborado en conjunto con los 10 países de la subregión.

“Lo que se hizo fue contactar a cada país, entender sus desafíos, prioridades y sistematizar esa información en un documento conjunto”, explicó Siroit. 

El impacto fue significativo, al punto de que los 27 países miembros respaldaron la iniciativa, no solo los 10 del Caribe. “Eso le dio una espalda mucho más grande al trabajo técnico que se hizo durante el año”, agregó el asesor.

La continuidad con Belice es considerada clave para asegurar la ejecución de lo ya planificado. “Creemos que este 2026 puede ayudar a ejecutar varias de las iniciativas que se fueron planteando”, aseguró, haciendo énfasis en que la transición energética requiere estabilidad institucional.

Junto a estos desarrollos, OLADE también incorporó nuevas prioridades estructurales. Entre ellas se destacó la creación de una Red Regional de Mujeres en Energía (REDLACME) impulsada por la dirección de integración, acceso y seguridad energética de la organización, con foco en Centroamérica. 

“Se trata de nuclear agrupaciones nacionales en una iniciativa regional que impulse el liderazgo femenino en el sector energético de la región, a través de la asociatividad y trabajo colectivo”, indicaron desde el organismo.

Además, se reforzó el trabajo en integración gasífera en el Mercosur, planificación energética y mitigación de emisiones de metano. Todos estos esfuerzos apuntaron a consolidar una estructura de conocimiento técnico estandarizado, al servicio de los gobiernos y actores del ecosistema.

La Semana de la Energía será, nuevamente, el espacio donde se articulen políticas, conocimiento y colaboración regional, en busca de acelerar la transición energética justa en América Latina y el Caribe.

La entrada La Semana de la Energía marcará un punto de inflexión en la agenda de almacenamiento y transición del Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno del Perú formalizó la designación de Joel Odilio Solis Barrientos como nuevo director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Resolución Ministerial Nº 296-2025-MINEM/DM, publicada el 15 de septiembre de 2025.

Solis Barrientos, ingeniero mecánico electricista, cuenta con más de 20 años de experiencia en el sector eléctrico, con trayectoria en generación, transmisión y distribución de energía. Su perfil técnico y de gestión cobra especial relevancia en un contexto donde el país atraviesa una profunda transformación normativa y tecnológica en materia energética.

«En concesionarias de distribución, he sido responsable de planificar la operación a corto, mediano y largo plazo, minimizando costos actualizados y maximizando la confiabilidad del sistema de operación», detalla el nuevo Director General en sus redes sociales. Además, destaca su experiencia en la industria azucarera, donde ha liderado la supervisión del montaje y puesta en marcha de centrales térmicas con biomasa, así como su conexión al sistema interconectado nacional.

Con esta designación, el Ministerio de Energía y Minas avanza en la reorganización de sus cuadros técnicos, luego del reciente nombramiento de Francisco Mendoza como Viceministro de Electricidad. Mendoza asumió el cargo en un momento clave, con el desafío de consolidar un nuevo modelo energético más competitivo, renovable y descentralizado.

Cabe recordar que el Congreso peruano aprobó en diciembre de 2024 la Ley 32249, que moderniza el marco normativo del sector eléctrico, con el objetivo de fomentar la competencia y facilitar la incorporación de energías renovables. Esta reforma busca, entre otros puntos, habilitar contratos PPA entre generadores y usuarios libres, sin la exigencia de respaldo de potencia firme, lo que anteriormente limitaba la participación de fuentes variables como la solar y la eólica.

El propio Ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que la nueva legislación podría atraer inversiones por más de 14.000 millones de dólares en generación limpia.  En paralelo, la Ley 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones al estilo chileno, obligatorio y escalonado por plazos —corto, mediano y largo— para el abastecimiento del mercado regulado. Estas subastas permitirán una mayor integración de tecnologías renovables, gracias a la flexibilización de criterios de potencia y bloques horarios, impulsando la competitividad del sistema.

Además, el reglamento normativo prevé el despliegue de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) y la creación de un mercado de servicios complementarios, donde las baterías jugarán un rol clave para garantizar confiabilidad ante la intermitencia renovable.

Actualmente, Perú cuenta con más de 25 GW de proyectos solares y eólicos en carpeta. Empresas como Enel, ENGIE, Kallpa y Zelestra lideran esta expansión, mientras que nuevas plantas como San Martín (300 MWdc) o Punta Lomitas (260 MW) consolidan polos renovables estratégicos en regiones como Ica y Moquegua.

El nombramiento de Joel Solis ocurre, entonces, en un momento crucial para el futuro energético del Perú. “Este no es un nombramiento más, sino la incorporación de un perfil técnico en un punto de inflexión del sistema eléctrico peruano”, enfatizan fuentes del sector.

La Dirección General de Electricidad será responsable de articular los próximos pasos regulatorios, técnicos y de planificación, en conjunto con OSINERGMIN, COES y el Viceministerio. La misión: transformar el potencial renovable del país en proyectos operativos, garantizar la estabilidad del sistema y promover una transición energética ordenada, eficiente y sostenible.

La entrada Perú nombra nuevo director general de Electricidad en plena reforma energética se publicó primero en Energía Estratégica.

Puerto Rico se apoya cada vez más en el almacenamiento energético como herramienta clave para fortalecer la resiliencia de su red eléctrica ante fenómenos climáticos extremos. En la actualidad, más de 155.000 de los 170.000 sistemas solares residenciales instalados en la isla cuentan con al menos una batería, lo que representa una capacidad de 775 MW de potencia pico distribuida en los hogares.

“El almacenamiento de energía es esencial por diversas razones”, manifestó Javier Rúa-Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).

Este parque de baterías domésticas, además de garantizar continuidad energética individual, ya está generando beneficios sistémicos. “El uso de al menos 70000 de estas baterías en el programa de planta virtual de LUMA (CBES+) está ya evitándole apagones a toda la red eléctrica de la isla en horas de la noche, supliendo los déficits de reserva y generación central”, explicó el especialista.

Frente a un evento extremo con apagón generalizado, la red se beneficia directamente de esta capacidad distribuida. “El hecho de que habría sobre 155.000 hogares autosupliéndose con sus baterías ayuda a que el blackstart de la red sea más fácil, pues reduce la demanda que hay que cubrir”, sostuvo Rúa-Jovet.

La tendencia sigue en crecimiento, con más de 3500 nuevos sistemas residenciales con batería incorporándose cada mes.

Si bien el segmento residencial ha avanzado con rapidez, el desarrollo de almacenamiento a gran escala aún no se ha concretado.

“Según los últimos informes, no se han integrado todavía baterías a gran escala en la red eléctrica. Genera y LUMA tienen planes concretos en esa dirección, pero todavía no se han construido”, indicó el ejecutivo.

Para ampliar el alcance del almacenamiento energético en Puerto Rico, Rúa-Jovet propuso expandir los programas existentes. “Sería muy positivo extender la VPP (CBES) a sistemas más allá de baterías residenciales e incluir específicamente baterías a escalas comerciales e industriales”, afirmó. Esto permitiría dinamizar la participación de nuevos actores y fortalecer la red desde distintos puntos del sistema.

En términos de bancabilidad, el segmento residencial cuenta con un entorno favorable. “Mientras la política de medición neta exista (se protegió por ley hasta el 2030) y sigan, como se prevé que continuarán, las múltiples opciones de financiamiento existentes, todo seguirá bien”, aseguró. Modelos como los arrendamientos tipo TPO y diversas líneas de crédito han permitido un crecimiento sostenido.

Distinta es la situación en los segmentos comerciales e industriales, donde “el obstáculo en general ha sido las limitadas opciones de financiamiento”, reconoció el directivo. Y más compleja aún es la realidad del almacenamiento a escala de utilidad, donde la viabilidad de los proyectos está afectada por la situación financiera del principal offtaker. No obstante, destacó que se están activando alternativas: “Para estas propuestas se busca asegurar fondos federales FEMA y se informa que Genera está encaminando eso de forma concreta”.

En el marco de la meta trazada por Puerto Rico para alcanzar el 100% de energía renovable hacia 2050, el papel del almacenamiento será determinante. “Tenemos que seguir añadiendo baterías, al frente y detrás de los metros y a través de la red eléctrica, hasta alcanzar varios GW”, proyectó Rúa-Jovet. Este despliegue masivo será clave para garantizar firmeza, flexibilidad y resiliencia en una red que busca dejar atrás su dependencia de combustibles fósiles importados.

La entrada SESA advierte que Puerto Rico necesita varios GW en almacenamiento para cumplir su meta al 2050 se publicó primero en Energía Estratégica.

El pasado blackout que dejó a más de 8 millones de hogares sin suministro eléctrico por más de siete horas en Chile sigue como punto de debate tras varios meses. Y lejos de estar vinculado a un exceso de generación renovable, como inicialmente se sugirió en algunos espacios del sector, informes revelaron que el evento se desencadenó por una falla técnica específica en la infraestructura de transmisión, según detallan expertos académicos.

Claudia Rahmann, de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, desmintió cualquier relación entre la crisis y la generación fotovoltaica: “Para evitar mitos o supuestos que no corresponden, no hubo un corto circuito, no hubo una falla, y tampoco hubo ningún problema relacionado con las grandes inyecciones de energía solar en el norte del país”. 

De acuerdo con el análisis técnico, la secuencia de eventos se inició con una falla en el sistema de protección y comunicación de la línea de transmisión Maitencillo – Pan de Azúcar de 500 kV, operada por ISA Interchile. 

El incidente comenzó a las 13:35 horas con una interrupción en las comunicaciones. Posteriormente, a las 15:13 horas se reinició el multiplexor de la subestación Maitencillo, pero dos minutos más tarde, el multiplexor de la subestación Pan de Azúcar ordenó la desconexión de los circuitos, lo que marcó el inicio efectivo de la falla.

“Tras esa desconexión, el Sistema Eléctrico Nacional quedó conectado únicamente a través del enlace de 220 kV, una infraestructura débil para soportar el flujo energético que superaba los 2000 MW provenientes del norte. Esta conexión colapsó después de apenas 1,5 segundos, lo que generó la separación del sistema en dos islas eléctricas”, explicó Rahmann

La isla centro-sur experimentó una caída de frecuencia que provocó su colapso aproximadamente cinco segundos después de la falla inicial. Mientras que cuatro minutos más tarde, la isla norte también colapsó, esta vez por caída de tensión. 

Durante este proceso, se produjeron desconexiones anticipadas de generación que afectaron el equilibrio del sistema. “En esas circunstancias, lo que menos necesitamos es que se nos desconecte la generación, sino que se requería desconectar carga para lograr mantener una especie de balance en el sistema o intentar aspirar al balance”, señaló la especialista.

“Los análisis de informes de falla mostraron que mientras el SEN se mantenía conectado a través de este enlace en 220 kV, se desconectaron casi 500 MW de generación en la isla centro-sur. De esos 500 MW habían seis centrales generadoras, de gran escala, que sumaban en total 100 MW y casi 400 MW de generación distribuida”, agregó. 

Una vez que el sistema se separó completamente, se produjo también la desconexión de 13 centrales convencionales con una potencia inyectada en el instante de la falla de aproximadamente 600 MW. Esta pérdida adicional de generación contribuyó al colapso de ambas islas, revelando debilidades estructurales en la respuesta automática del sistema eléctrico ante contingencias extremas.

Recomendaciones clave del informe técnico

El análisis posterior concluye que el colapso total del sistema podría haberse evitado si se hubiesen respetado protocolos y funcionado adecuadamente los mecanismos de defensa. “Si los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) no hubiesen desconectado generación PMGD y, por ende, hubiesen cumplido con los montos intuidos, y si se hubiese contado con los recursos de control de contingencia que están dimensionados, el colapso podría haberse evitado”, subrayó Rahmann.

Por ese mismo motivo insistió en la necesidad de implementar el automatismo previsto en el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, asegurar que los EDAC actúen conforme a los montos establecidos, y evitar que los PMGD se desconecten de manera anticipada o fuera de norma.

Estos hallazgos devuelven el foco del debate técnico hacia la confiabilidad y robustez del sistema eléctrico nacional, dejando sin sustento las versiones que culpaban a la generación renovable de un evento que tuvo como raíz una secuencia de errores en la infraestructura de protección y comunicaciones.

La entrada Más repercusiones del apagón en Chile: descartan que grandes inyecciones solares provocaran el colapso del sistema se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá se encuentra en una encrucijada energética. Tras años de crecimiento sostenido en solar y eólica, el sistema alcanzó su capacidad máxima de integración sin respaldo firme. Según advirtió David Vilar Ferrenbach, especialista senior en energía del Banco Mundial, este límite técnico impone la necesidad de incorporar tecnologías complementarias.

“Panamá en los últimos años ha expandido su parque de renovables hasta un punto que ya el sistema está a veces con límites de más expansión, si hablamos de solar y eólica”, manifestó el ejecutivo. La falta de tecnologías firmes o almacenamiento, señaló, hace inviable seguir sumando capacidad renovable intermitente en el corto plazo.

La reciente incorporación de la central térmica Gatún podría marcar un punto de inflexión. “Entiendo que con la entrada de Gatún, la térmica se va a poder desarrollar más renovables en el país”, afirmó Vilar Ferrenbach, quien observó que esta nueva fuente de firmeza habilitará condiciones para una segunda ola renovable, siempre que venga acompañada de planificación y regulación adecuada.

El almacenamiento, sin embargo, no logró aún posicionarse como alternativa concreta. A pesar de su potencial, no existe una regulación que defina su rol, tamaño ni viabilidad económica. “No se entiende muy bien aún el papel del almacenamiento en el sistema panameño”, sostuvo el especialista. Hoy, la firmeza la siguen aportando las plantas térmicas.

“Hasta que no haya una regulación adecuada, no hay oportunidad para baterías aquí en el país”, advirtió. Incluso iniciativas como la implementación obligatoria de un 50 % de potencia firme por parte de cada proyecto renovable, como ocurre en República Dominicana, podrían ser un primer paso: “Esto creo que sería lo más mínimo que debería pedirse”, sugirió.

Expectativas del sector y condiciones del mercado

La falta de un marco normativo claro también afectó las expectativas sobre las licitaciones futuras. Ante el nombramiento del nuevo secretario de Energía, el sector se mantiene expectante, pero sin señales firmes. “Tal y como se planteó la subasta anterior, creo que no va a pasar”, indicó Vilar Ferrenbach, quien previó que el operador del sistema realizará nuevos análisis antes de lanzar esquemas actualizados. “Algo va a hacerse, pero no creo que sea lo mismo que se proponía hace un año”, agregó.

Otro factor que limitó el avance fue el tamaño de los proyectos. En Panamá, predominan iniciativas pequeñas y múltiples, lo que reduce la eficiencia y eleva los costos. “Las renovables en Panamá son demasiado caras”, subrayó. Para bajar precios, el ejecutivo propuso una planificación más clara con proyectos de gran escala. “Una forma de bajar costes es con proyectos más grandes, que es un poquito lo que adolece el sector aquí”, señaló.

En paralelo, la entrada de Gatún impactará directamente en el precio spot. Se espera una reducción que podría modificar la rentabilidad de los proyectos renovables sin contratos PPA. “Las expectativas son que el spot baje con la entrada de Gatún”, remarcó el especialista. Y advirtió: “Creo que han vivido un momento dulce, pero que ahora habrá que ajustarse”.

En cuanto a tecnologías con mayor proyección, el especialista señaló que con la incorporación de nueva térmica, solar y eólica deberían tener condiciones para expandirse. “Con las nuevas térmicas que están entrando, hay potencial de crecimiento de las renovables”, aseguró.

Pero no todo se limita al parque local. Vilar Ferrenbach mencionó posibles proyectos estructurantes que podrían transformar el futuro energético panameño. La interconexión con Colombia es una de ellas: “Puede haber un game changer si la interconexión con Colombia avanza”, indicó. Además, analizó los efectos sobre el sistema de transmisión regional, el SIEPAC, en un contexto de creciente oferta de gas.

El Banco Mundial también observó un posible reposicionamiento de Panamá como exportador regional, especialmente durante años secos. “Es una cosa que estamos viendo como cambios fuertes en el corto o medio plazo”, puntualizó.

De cara a los próximos años, el especialista proyectó poco movimiento inmediato en términos de nuevos proyectos impulsados por licitaciones. Sin embargo, consideró que a partir de 2028–2029 podría comenzar a desarrollarse el almacenamiento en el país. “Yo creo que para 2028 o 2029 es cuando las baterías podrían desarrollarse en el país”, concluyó.

La entrada Panamá alcanzó su límite técnico en renovables variables y exige respaldo firme para crecer se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), concluyó la segunda fase de su gira por América Latina y el Caribe, desarrollada entre el 8 y el 12 de septiembre en República Dominicana y Ecuador, para impulsar la creación y el fortalecimiento de redes de mujeres en el sector energético.

En esta etapa participaron más de 40 mujeres, que se suman a las experiencias previas en Guatemala, Costa Rica y Honduras, alcanzando más de un centenar de participantes involucradas en los talleres. Estos espacios permitieron avanzar en la consolidación de redes nacionales, en el fortalecimiento de capacidades técnicas y en el diseño colectivo de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

“Estamos hoy día concluyendo una gira por América Latina y el Caribe para conformar la Red LACME. La experiencia de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile ha sido fundamental para compartir buenas prácticas, aprendizajes y desafíos. Esto nos permitirá poner la agenda de género y energía en la primera línea de las políticas públicas y corporativas de la región”, destacó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE.

Por su parte, Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE, subrayó:  “Para derribar barreras, debemos garantizar que la voz y experiencia de las mujeres sean parte integral de cada decisión». 

En representación de la sociedad civil, la presidenta de AME Chile, Pía Suárez, resaltó el valor de construir desde la articulación: “No venimos solo a compartir éxitos, sino también errores, para que cada país pueda avanzar desde su propia experiencia. Este espacio está diseñado para conversar, compartir y construir juntas”.

Una red regional en consolidación

Con las experiencias acumuladas en Guatemala, Costa Rica, Honduras, República Dominicana y Ecuador, la RedLACME comienza a posicionarse como una plataforma regional con identidad, propósito y sostenibilidad, destinada a cerrar las brechas de género, generar alianzas estratégicas y aportar a la transición energética justa de América Latina y el Caribe.

El proceso tendrá un momento clave el próximo 1 de octubre de 2025, cuando, en el marco de la X Semana de la Energía que tendrá lugar en Santiago de Chile, se realice el lanzamiento oficial de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

La entrada AME Chile y OLADE avanzan en la conformación de la Red LACME tras talleres en República Dominicana y Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

La viabilidad de los nuevos proyectos renovables en Perú dependerá en gran parte de su capacidad para integrarse de manera oportuna a un sistema eléctrico cada vez más exigido, según apuntan desde el sector. Para Robinson Ponce Frías gerente comercial de EDF power solutions Perú, la disponibilidad de interconexión se ha convertido en un elemento estructural de análisis, al mismo nivel que la calidad del recurso o el CAPEX estimado.

“El desafío de transmisión va mucho más allá del punto de conexión: la factibilidad depende de la capacidad de la subestación, la distancia y la saturación de la red. Si estos factores no cierran, la energía no se evacúa al 100% y la rentabilidad queda en riesgo”, explicó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica. Esta situación, indicó, exige que los desarrolladores analicen desde etapas tempranas la ubicación estratégica y la capacidad de evacuación de sus plantas.

Desde la óptica de los costos, Ponce Frias enfatiza que las proyecciones de CAPEX y OPEX deben estar actualizadas y alineadas a la realidad local.

“En un proyecto renovable, usar referencias desfasadas o extrapoladas de otros mercados puede dar una falsa rentabilidad: el BoP, la logística y los costos de operación cambian según la ubicación y, si no se actualizan, un proyecto puede parecer viable en los modelos y fracasar en la realidad”, advirtió. A su juicio, ignorar estas variaciones conduce a decisiones de inversión equivocadas y a sobreestimar el verdadero desempeño del proyecto.

Además de la interconexión y los costos, la estabilidad jurídica y social del terreno es decisiva para la factibilidad del proyecto. “Si no tienes títulos claros, si hay superposición con concesiones mineras o conflictos con comunidades, el proyecto puede paralizarse incluso antes de comenzar”, sostuvo. En zonas con sensibilidad ambiental o presencia de restos arqueológicos, los permisos sociales y ambientales pueden demorar o quedar trabados por largos periodos, lo que introduce una capa adicional de riesgo.

En el plano regulatorio, el ejecutivo señala que la Ley 32249 es un avance, pero aún presenta vacíos que generan incertidumbre para los proyectos renovables. La reglamentación de los servicios complementarios bajo el principio de causalidad podría trasladar costos adicionales a las tecnologías variables, reduciendo su competitividad. También quedan pendientes definiciones sobre la participación de BESS y su coordinación con la expansión de transmisión.

“El verdadero impacto de la ley dependerá de cómo se resuelvan estos puntos en la reglamentación y de que el mercado reciba señales claras y estables para impulsar inversiones de largo plazo”, subrayó.

El modelo de negocio también debe estar alineado con las condiciones del sistema. En un mercado spot volátil, sin un contrato firme, los proyectos pierden acceso al financiamiento. “Un proyecto sin contrato queda completamente expuesto, y eso lo convierte en un esquema muy difícil de financiar”, afirmó el ejecutivo. Por eso, considera esencial estructurar PPAs que no solo aseguren precios competitivos, sino que también incluyan mecanismos de ajuste frente a riesgos de congestión, vertimientos, spreads nodales y cambios regulatorios.

En este escenario, el especialista apuntó que el LCOE tradicional ya no basta, pues no contempla los riesgos que enfrentan hoy los proyectos renovables. El ejecutivo subrayó que “Hay que mirar más allá del LCOE tradicional. Lo importante es saber cuánto cuesta realmente generar y entregar energía en condiciones concretas”.

En esa línea, resaltó que el VA-LCOE (Value Adjusted Levelized Cost of Electricity) incorpora elementos como sobrecostos sistémicos, spreads nodales y firmeza energética, ofreciendo una evaluación más completa que permite anticipar riesgos y evitar pérdidas de competitividad en el mercado.

A pesar de los desafíos, existen señales que fortalecen la confianza en el desarrollo renovable en el Perú. Existen más de 20 GW en solicitudes de conexión, una tendencia global hacia la descarbonización, menores costos tecnológicos y un mercado corporativo cada vez más interesado en energía limpia. “Tenemos la tecnología, el recurso y una demanda creciente. Lo que necesitamos es una regulación clara y predecible que permita viabilizar estos proyectos a gran escala”, destacó.

Finalmente, Ponce Frias recomienda a los nuevos actores del mercado evaluar con profundidad todos los componentes que pueden alterar la rentabilidad de un proyecto: desde el acceso a la transmisión, terrenos, permisos y la regulación, hasta la proyección del modelo financiero ajustado a escenarios reales. “El éxito de un proyecto renovable no depende de un solo factor, sino de integrar todas las variables en un modelo robusto y realista”, concluyó.

Cabe recordar que 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. El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas

La entrada Renovables en Perú: ¿Cómo asegurar viabilidad más allá del LCOE? se publicó primero en Energía Estratégica.

Con presencia activa en siete países y una cartera de más de 5 GW en desarrollo,e se consolida como uno de los jugadores más dinámicos del ecosistema renovable latinoamericano. Si bien la casa matriz de la compañía se encuentra en Chile, su estrategia actual mira cada vez con más fuerza hacia otros mercados de la región, apostando por proyectos eólicos, solares, sistemas de almacenamiento y nuevos modelos de negocio como data centers o autoconsumo industrial y comercial.

“El objetivo a mediano plazo es pasar de 1,5 gigas en desarrollo a poder llegar alrededor de unos 2,5 gigas con inversionistas dentro de los próximos dos años en Chile, y más de 5 gigas si sumamos todos los países”, manifestó el CEO de la compañía, Horacio Vásquez Mena, en diálogo con Energía Estratégica.

Según información oficial de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia y 120 MW en Ecuador. A esta proyección se suman los primeros contratos en México, que ya aportan 200 MW, con planes de expansión hacia los 600 MW antes de fin de año. En Argentina, la compañía mantiene una presencia activa desde los primeros programas de incentivos, y ahora buscan retomar actividades.

En Perú, el foco está puesto en la energía eólica, debido al alto reconocimiento de potencia que ofrece esta tecnología frente a la solar. “Decidimos partir con eólica por el reconocimiento de potencia que tiene en Perú, que es mucho más alto que la solar”, indicó Vásquez Mena.

Esto les permite mejorar la competitividad al momento de negociar contratos PPA, especialmente con generadoras tradicionales que luego venden la energía a clientes finales mediante blends.

En la zona norte del país, la compañía desarrolla un parque eólico de 153 MW en Talara, actualmente en tramitación ambiental, con expectativa de iniciar construcción a mediados de 2026. A este se suma el proyecto Vientos de Murrupe, de 200 MW, con cronograma previsto para 2027, y un parque solar de 200 MW “Sol de Talara”.

Según el ejecutivo, estas iniciativas podrían permitir duplicar la capacidad de desarrollo en los próximos dos años, apalancándose en una red eléctrica robusta, proyectos de ampliación ya aprobados y la conexión internacional con Ecuador.

Asimismo, Lader Energy sigue con atención la evolución del reglamento para licitaciones de distribuidoras en Perú, donde se espera que las renovables puedan participar en contratos con clientes regulados, similar a lo que ocurre en Chile. “Esperamos que eso salga a final de año para poder ver ese tipo de licitación a partir del próximo”, sostuvo el CEO. Mientras tanto, la compañía avanza en negociaciones con incumbentes del sistema, al estilo B2B, replicando esquemas que ya funcionan para solares en el país.

En México, la apuesta es más reciente pero no menos estratégica. Hace seis meses abrieron operaciones y ya se encuentran desarrollando un proyecto solar de 200 MW en Sonora, con la expectativa de alcanzar un pipeline solar de entre 500 y 600 MW antes de fin de año. Esta decisión se da en un contexto político aún incierto, aunque con señales favorables.

“Estamos tomando riesgos. Creemos que con este nuevo gobierno existe la intención de permitir inversión privada en renovables y que no todo sea estatal, algo que antes no existía”, expresó Vásquez Mena, quien interpreta esta etapa como una “segunda ola” para el mercado mexicano. Por lo que la empresa apuesta por desarrollar los proyectos, conseguir PPAs competitivos y atraer inversión, siempre atentos a cómo evoluciona el nuevo marco institucional.

En Colombia, la compañía concretó recientemente la venta del proyecto solar Puerto de Santander, de 200 MW, al fondo brasileño Patria Investments. Con licencia ambiental ya aprobada, se prevé el inicio de construcción a fines de este año o inicios de 2026. “Esta transacción la cerramos hace un mes. Será nuestro primer proyecto solar en construcción en Colombia”, detalló el ejecutivo, quien aclaró que se sigue evaluando si ampliarán el portafolio en el país, según las condiciones de desarrollo y conexión.

Lader Energy también incursiona en nuevos modelos de negocio. Uno de ellos es el desarrollo de data centers, que están emergiendo como una fuente creciente de demanda energética constante y con exigencias de suministro renovable 24/7. En ese sentido, la empresa avanza en la concreción de su primer terreno para data center en la Región Metropolitana de Santiago de Chile, aprovechando infraestructura y conexiones ya aseguradas en terrenos propios, con interés de replicar el modelo en países como Perú y Colombia. 

“Buscamos terrenos cercanos a conexiones existentes donde podamos instalar data centers que requieran energía 24/7 renovable”, señaló Vásquez Mena. “Estamos conversando con empresas del sector, tanto Colocation como hiperescaladores tipo Amazon o Google”, agregó.

Otro frente en evaluación es el almacenamiento, donde Lader Energy busca capitalizar su experiencia en Chile para proyectar nuevas oportunidades en mercados emergentes. La clave, según su estrategia, está en la existencia de condiciones normativas que permitan rentabilizar la inversión en sistemas BESS, ya sea mediante ingresos por arbitraje o pagos por potencia. En este sentido, la compañía observa con atención lo que ocurre en el mercado peruano.

“Hoy en Perú no existen ingresos por potencia asociados a baterías ni diferencias de precios día-noche que permitan arbitraje”, indicó Vásquez Mena, quien advierte que la implementación de estos mecanismos será determinante. No obstante, en el país andino se discute una normativa ue podría exigir una capacidad mínima de almacenamiento en proyectos renovables, lo que abriría nuevas opciones.

“La normativa chilena en almacenamiento es muy interesante y creemos que puede ser replicable si se adapta a las características de cada mercado”, resaltó el CEO.

La entrada Lader Energy se consolida en Latam con 5 GW renovables: ¿En qué países y bajo qué modelo de negocios? se publicó primero en Energía Estratégica.

Perú se está consolidando como uno de los mercados solares más dinámicos de América Latina, con más de 14 GW en tramitación y construcción. Este contexto es clave para Yingli Solar, que enmarca su estrategia en el país a través de su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú el próximo 29 de septiembre, donde la compañía buscará consolidar su posicionamiento y estrechar lazos con los principales desarrolladores y EPCs activos en la región.

“Perú nos llama especialmente la atención por diversas razones”, sostuvo Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, en diálogo con Energía Estratégica. Entre ellas destacó el recurso solar privilegiado en zonas como Arequipa, Moquegua y Tacna, con índices de radiación entre los más altos del mundo. A ello se suma una matriz energética diversificada y una demanda eléctrica creciente cercana al 3% anual. “Está claro que la fotovoltaica cumple un papel estratégico para avanzar hacia un mix más limpio y competitivo, y además ofrece soluciones en zonas aisladas que no están conectadas a la red”, subrayó.

El ejecutivo puso en valor la apertura del mercado peruano a través de la nueva ley 32249, con licitaciones enfocadas en solar, eólica y biomasa, junto con la expansión de los PPAs privados, que generan oportunidades con sectores como la minería, grandes industrias y data centers. Además, mencionó las posibilidades que abre la interconexión eléctrica regional con Chile, Colombia y Ecuador, que permitirá a proyectos solares entrar en el juego de la oferta y la demanda a gran escala.

La estrategia de Yingli Solar en Perú se apoya en dos frentes. Por un lado, los grandes proyectos utility, donde la empresa concentra la mayor parte de sus recursos. Por otro, la generación distribuida, canalizada a través de distribuidores estratégicos.

“Queremos crecer de la mano de clientes clave tanto en utility como en el canal distribuidor. Más allá de la tecnología, es el servicio lo que marca la diferencia en un contexto de altísima competencia”, aseguró Contreras.

En materia tecnológica, Yingli apuesta a sus módulos basados en células n-type TopCon, una línea que consideran hoy como la más eficiente en la relación costo-producción. “No hay ninguna tecnología que mejore ese balance en estos momentos”, explicó el managing director.

El portafolio incluye módulos de hasta 715 Wp para utility, versiones de 625-640 Wp para proyectos medianos y un módulo de 590 Wp muy demandado en distribución y aplicaciones comerciales o residenciales. Según Contreras, estas soluciones se adaptan perfectamente a las condiciones geográficas y climáticas de Perú.

Consultado por el escenario de precios, el directivo reconoció que la situación sigue marcada por la sobreoferta de fabricantes frente a una demanda más limitada. “Somos muchos fabricantes frente a poca demanda internacional, por lo que es muy difícil vender, pero afrontamos esta realidad con optimismo y determinación”, remarcó. Y señaló que la eliminación progresiva del tax rebate en China, que pasó del 13% al 9% y podría reducirse aún más en los próximos meses, impactará en los costos.

Sin embargo, mencionó mejoras en los fletes y medidas regulatorias chinas que buscan equilibrar oferta y demanda, junto con mayores exigencias internacionales en trazabilidad y estándares de calidad, lo que contribuiría a estabilizar el mercado.

La participación en Future Energy Summit (FES) Perú se presenta como pieza clave de la estrategia local. “Lo que espero del encuentro es un nivel de networking muy alto, poder encontrarnos con los players estratégicos que ya tienen proyectos avanzados en Perú y presentarnos como alternativa tecnológica y socio local”, expresó Contreras. Destaca que el evento permite acercarse al conocimiento real del país y a la visión de Gobierno, instituciones y fondos de inversión sobre el apetito que despierta la región.

Cabe recordar que el encuentro 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, entre ellos Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Jaime Toledo, CEO Sudamérica de Acciona Energía, Marco Fragale CEO de Orygen, Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, entre otros.

El ejecutivo resaltó también la oportunidad de trasladar la experiencia internacional de la compañía al mercado peruano: “Queremos presentarnos como una marca con experiencia contrastada, con solidez financiera y con más de 85 GW suministrados en el mundo, incluyendo geografías extremas como el desierto de Atacama o Arabia Saudí, también en Perú».

Referenció la emblemática planta de Panamericana Solar en Perú, donde 20MW de módulos Yingli Solar operan desde 2013. Así como la experiencia de la marca en la geografia andina donde cuenta con más de 170MW instalados en Chile y Ecuador. Mientras que en Arabia Saudí la empresa está suministrando más de 1.250 MW bajo condiciones de radiación y temperaturas extremas. 

Con este recorrido, Yingli Solar busca convertirse en un actor de peso en el mercado peruano, aportando tecnología, financiamiento sólido y capacidad de acompañar proyectos de largo plazo. “Perú para nosotros se ha convertido en un mercado super interesante, con muchas alternativas de crecimiento y participación”, concluyó Contreras.

La entrada Yingli Solar traza su estrategia para crecer en Perú y consolida su presencia en FES se publicó primero en Energía Estratégica.

Air-e, distribuidora que atiende a 1.300.000 usuarios en Atlántico, Magdalena y La Guajira, atraviesa su momento más crítico desde su creación en el año 2020. Pese a la intervención estatal iniciada un año atrás, el 11 de septiembre de 2024, sus pasivos superan los 3,6 billones de pesos y el recaudo mensual apenas cubre el 74% de la facturación, lo que genera un déficit operativo cercano a $185000 millones cada mes.

Este hueco financiero ha obligado al uso de recursos del Fondo Empresarial para pagar a generadores y mantener la operación, pero la deuda sigue en aumento.

Desde el sector subrayaron que la situación tiene un potencial efecto sistémico. «La regulación obliga a los generadores a seguir suministrando energía aun en mora, trasladando el riesgo financiero a toda la cadena», aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

«Es decir que si la compañía no logra recuperar liquidez, podrían verse afectados los pagos a generadores térmicos y renovables, con riesgo de que plantas reduzcan o paren su operación», agregaron. 

Además, la región Caribe es el polo de desarrollo de proyectos eólicos y solares más importante de Colombia. Y Air-e fue pionera en subastas privadas de energía limpia, adjudicando alrededor de 200 MW de nueva capacidad.

Por lo que una eventual liquidación pondría en suspenso esos contratos, afectando la bancabilidad y el cierre financiero de los proyectos, lo que podría retrasar el ingreso de nueva energía renovable al sistema.

Asimismo, se advierte también la falta de transparencia, ya que a más de un año de intervención, no hay reportes completos de cartera ni de pasivos, lo que dificulta evaluar si las medidas han surtido efecto.

«Incluso las tensiones entre el Ministerio de Minas, la Superintendencia y los agentes interventores, con rotación de funcionarios, complica la continuidad del plan de rescate», indicaron desde el sector. 

Escenarios posibles y alertas para el sector

Los escenarios en el corto plazo van desde un plan de saneamiento con apoyo adicional del Estado y nuevas reglas de contratación que reduzcan la exposición a la bolsa, hasta la liquidación de la empresa y reasignación de la operación a otro operador. En cualquiera de los casos, los generadores deben:

• Monitorear de cerca los comunicados de Superservicios y la Contraloría.
• Revisar las garantías de pago y condiciones de sus PPAs.
• Evaluar coberturas financieras para proteger el flujo de caja.
• Preparar planes de contingencia para conexión de proyectos y cronogramas de obra.

Las inversiones comprometidas por desarrolladores (Mainstream, ABO Wind, Cox Energy, entre otros mencionados en los acuerdos) podrían peligrar ante la falta de un comprador solvente de la energía.

Además, la continuidad de programas de autogeneración y energía distribuida impulsados por Air-e en la región (por ejemplo, conexión de clientes con paneles solares) quedaría en el limbo.

La crisis amenaza con frenar la incorporación de fuentes limpias en la Costa Caribe, un revés tanto para las metas nacionales de transición energética como para el desarrollo local sostenible.

La entrada Crisis de Air-e: ¿Qué riesgos enfrentan los generadores de energías renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

La expansión de las energías renovables en Honduras enfrenta barreras estructurales que deberán resolverse para permitir la integración masiva de nueva capacidad con almacenamiento. Así lo planteó Leonardo Deras, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), al analizar las condiciones técnicas y normativas del país.

Uno de los principales desafíos es la capacidad de transmisión. “Como uno de los principales desafíos técnicos se encuentra la necesidad de realizar inversiones en transmisión para la conexión de las nuevas centrales generadoras”, sostuvo Deras.

La infraestructura actual impone limitaciones físicas que podrían frenar el desarrollo renovable del país. “Estas deficiencias pueden limitar la capacidad que es posible integrar en el sistema interconectado nacional y la energía que es posible llevar hasta los centros de consumo”, precisó el comisionado.

La red eléctrica hondureña, con un alto grado de concentración en ciertas zonas y puntos de congestión críticos, dificulta el acceso de nuevos proyectos en regiones con alto potencial solar y eólico, particularmente en zonas rurales o alejadas de los centros de carga. Las inversiones en líneas de transmisión y subestaciones son consideradas urgentes para aumentar la resiliencia y flexibilidad del sistema.

En paralelo, la mejora del marco normativo es otro eje crítico para destrabar inversiones. “Se deben realizar las mejoras regulatorias y normativas que permitan brindar mayor claridad sobre los procesos que se deben seguir para la obtención de permisos y licencias”, propuso el funcionario.

También es necesario avanzar en la definición y el acceso a incentivos claros y eficaces. Deras subrayó que debe trabajarse para “brindar mayor claridad sobre los incentivos aplicables”.

Además de los desafíos técnicos y regulatorios, el entorno institucional agrega un nivel de complejidad adicional. “Si bien no son aspectos técnicos, es importante tener presente como desafíos para este proceso de licitación la situación financiera de la ENEE y la estabilidad política y jurídica del país”, advirtió.

La situación financiera de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha sido señalada como una de las principales fuentes de incertidumbre para los desarrolladores y entidades financiadoras. A esto se suma la necesidad de fortalecer los mecanismos de resolución de disputas y la previsibilidad normativa en contratos a largo plazo.

En este contexto, Honduras se encuentra en una encrucijada: cuenta con recursos renovables abundantes, pero enfrenta limitaciones estructurales que podrían frenar su aprovechamiento. El éxito de futuras licitaciones dependerá no solo del diseño del proceso, sino también de las condiciones del entorno para implementar los proyectos adjudicados.

La entrada Deras advirtió que las deficiencias en transmisión pueden limitar la capacidad renovable de Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

Las abrazaderas para techos metálicos engargolados de S-5!, incluyendo la solución estrella de la compañía para fijación solar sin rieles, el PVKIT®, y la versátil abrazadera S-5-MX™, han obtenido la aprobación de producto en Florida (FPA) para Zonas de Alta Velocidad de Viento y Huracanes (HVHZ – por sus siglas en inglés).

Esta certificación representa un hito importante dentro del riguroso proceso de aprobaciones de productos para construcción en Florida y confirma la confiabilidad de las abrazaderas S-5! en regiones de alto viento en toda Latinoamérica y el Caribe, incluyendo Puerto Rico, Jamaica, República Dominicana, Islas Vírgenes y algunas zonas de México, donde se presentan condiciones climáticas extremas similares.

El proceso regulatorio en Florida es reconocido por sus estrictos estándares, particularmente debido a la alta exposición de la región a vientos intensos y condiciones climáticas severas. Obtener la aprobación estatal demuestra a constructores, arquitectos, autoridades de edificación e inspectores que los productos de un fabricante han superado los exigentes requisitos de pruebas y cumplen con los estándares establecidos en el Código de Construcción de Florida.

Con este logro, S-5! se convierte en el primer fabricante de sistemas de montaje para techos metálicos en obtener la certificación FPA para HVHZ, ahora extendida al PVKIT y a la abrazadera S-5-MX. La compañía ha realizado más de 5,000 pruebas individuales de carga en una amplia gama de tipos de materiales, espesores de calibre y fabricantes de techos.

“FPA tiene diferentes niveles de aprobación, y HVHZ es el más exigente de todos. Estamos orgullosos de este logro pionero, que valida la resistencia de sujeción y la ingeniería de calidad de nuestros productos probados y certificados”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.

Haddock enfatizó el papel fundamental de la producción, las pruebas y la certificación de productos para garantizar la seguridad pública. “Muchas aplicaciones carecen de la ingeniería adecuada para cargas de diseño específicas, lo que representa riesgos para la seguridad pública y posibles responsabilidades para propietarios, contratistas y diseñadores”, continuó.

“Mi esperanza es que esta certificación establezca un punto de referencia sobre la importancia de contar con fijaciones con pruebas y certificaciones, y motive a otros fabricantes a cumplir con estos estándares”, agregó.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar elementos auxiliares en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo.

Fabricadas en EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 2.5 millones de techos metálicos, incluyendo 9GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Más información en: es.s-5.com

La entrada Las abrazaderas S-5! obtienen la aprobación de producto en Florida: marcando el estándar para zonas de alto viento en LATAM se publicó primero en Energía Estratégica.

Singsun, uno de los mayores fabricantes de China y líder mundial en trackers y estructuras fijas para parques solares, anuncia su ingreso al mercado latinoamericano a través de una alianza con LH Global y LH Energy, en un movimiento clave para el mercado solar regional. 

La compañía comenzará su actividad en Argentina con un proyecto de 25 MW en la provincia de Misiones y la instalación de una oficina comercial que fortalecerá su presencia operativa en la región.

“Argentina es un mercado estratégico para la expansión de las energías renovables en Sudamérica. Con su alto potencial solar en las regiones del NOA, NEA y Centro, el país ofrece un terreno fértil para proyectos de gran escala”, señaló Guido Cantó, director ejecutivo de LH Global. 

Fundada en China, Singsun se posiciona como el mayor fabricante de estructuras solares del mundo, con más de 170 GWp instalados en proyectos de gran escala y una plantilla superior a los 3000 empleados. 

Su capacidad industrial se apoya en ocho fábricas y una red internacional con oficinas en Madrid, Australia, Arabia Saudita y, a partir de ahora, América Latina. La tecnología de la compañía se diferencia en el mercado por ofrecer la mayor resistencia al viento, soportando ráfagas de hasta 65 m/s, lo que garantiza mayor confiabilidad en entornos desafiantes.

“La llegada de Singsun aportará soluciones competitivas y confiables que acelerarán esta transición”, aseguró Guido Cantó, reafirmando que LH Global actuará como canal para la expansión comercial en el continente. 

El grupo, con más de 15 años de trayectoria, se especializa en soluciones de supply chain internacional, integrando transformadores, salas de celdas y equipamiento estratégico para grandes proyectos. En el caso argentino, LH Energy será responsable de la coordinación local, aportando conocimiento técnico del mercado y presencia operativa en el territorio.

“Ofrecemos soluciones de gran escala, seguras y eficientes, que faciliten el desarrollo de nuevos proyectos y el fortalecimiento de la matriz energética regional”, remarcó el director ejecutivo de LH Global, destacando que el desembarco conjunto busca integrar una oferta robusta, adaptable a los requerimientos locales y con estándares de clase mundial.

Participación en los principales eventos del sector

La presencia de Singsun en América Latina fue anticipada en Intersolar South America, celebrada en São Paulo, uno de los eventos más importantes del sector solar en el continente. Allí, los representantes de la compañía consolidaron vínculos con desarrolladores y proveedores clave de la región, marcando su primera interacción formal con el ecosistema solar latinoamericano.

Asimismo, las autoridades de Singsun y LH Energy coincidieron en el desayuno organizado por Future of Energy Summit (FES) en Buenos Aires. En ese espacio de networking compartieron mesa con los principales referentes del sector energético argentino y regional.

“La alianza entre Singsun y LH Global refuerza nuestro compromiso con la transición energética en América Latina”, concluyó Cantó. La expectativa está ahora en la ejecución de los primeros proyectos y la proyección de nuevas iniciativas que consoliden su presencia en el continente.

La entrada Singsun desembarca en Latinoamérica de la mano de LH Global y LH Energy se publicó primero en Energía Estratégica.

Colombia avanza hacia la consolidación de un modelo energético más descentralizado y participativo. A la par del lanzamiento de la primera convocatoria nacional para financiar comunidades energéticas innovadoras —con una inversión de $11000 millones—, expertos en regulación y actores del sector analizaron los retos normativos y las oportunidades de asociación público-comunitaria que se abren en el país.

Durante un reciente foro organizado por el gobierno nacional, especialistas en derecho energético y representantes de proyectos piloto resaltaron que la Ley 2294 de 2023 (Plan Nacional de Desarrollo) y el Decreto 2236 de 2023 habilitaron por primera vez a las comunidades energéticas como actores formales en el sistema.

Estas figuras no solo pueden generar y usar energía limpia, sino también gestionar proyectos bajo esquemas de Asociaciones Público-Privadas (APP), lo que representa una innovación clave para las zonas rurales y no interconectadas.

“Las comunidades no tienen que limitarse a ser beneficiarias: ahora pueden ser socias en APPs, lo que les garantiza apropiación tecnológica y sostenibilidad en el largo plazo”, explicó uno de los ponentes.

Un punto central es que los activos construidos en este tipo de proyectos no están sujetos a reversión al Estado, lo que permite que la infraestructura quede en manos de las comunidades.

La convocatoria lanzada por MinCiencias, MinEnergía y Ecopetrol busca seleccionar cuatro proyectos piloto, dos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y dos en Zonas No Interconectadas (ZNI), con resultados previstos para marzo de 2026. Estas iniciativas deberán enfocarse en mejorar el acceso a la energía, reducir costos y fomentar la equidad territorial.

Los panelistas subrayaron la importancia de mirar modelos internacionales como el de Chile, con sus estrategias energéticas locales apoyadas por gobiernos municipales, o los de Alemania y España, donde las cooperativas energéticas y los esquemas de servicios energéticos (ESCO) han permitido que los ciudadanos sean dueños de parte de la infraestructura.

“Si bien Colombia apenas está construyendo su camino, ya tenemos las bases normativas para replicar estas experiencias y adaptarlas a nuestra realidad regional”, se destacó durante el evento.

El reto de las renovables para el desarrollo local

A pesar del avance regulatorio y del entusiasmo oficial, el sector empresarial solar pide mayor apertura en estos procesos. Miguel Hernández, director de ACOSOL, advirtió que históricamente estas convocatorias tienden a favorecer a los grandes jugadores.

“Las pymes del sector no logran participar porque las licitaciones quedan siempre en manos de los mismos. Cuando los proyectos son de $50000 o $60000 millones, ninguna empresa emergente puede competir”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

Incluso, anteriormente, ACOSOL logró que el Ministerio dividiera la licitación en lotes más pequeños, lo que permitió que varias empresas nacionales ingresaran a competir. “Eso fue un avance, pero necesitamos que esa lógica se mantenga en las nuevas convocatorias para garantizar inclusión y desarrollo empresarial local”, agregó.

La entrada Comunidades energéticas: entre la apuesta oficial y el desafío de incluir a las pymes solares se publicó primero en Energía Estratégica.

Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile, evento que además marcará el cierre de la gira 2025 del foro regional más relevante del sector. La cita será los días 26 y 27 de noviembre y reunirá a las empresas más importantes del ecosistema energético, así como a funcionarios de alto nivel, representantes de asociaciones clave y referentes institucionales del país.

En esta nueva edición, destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile. Desde su llegada al Ministerio ha trabajado activamente en reformas regulatorias clave y en el despliegue normativo que busca acelerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento al sistema eléctrico.

También estará presente Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), quien hoy lidera hoy uno de los gremios más influyentes del país, representando a más de 150 empresas del panorama renovable, y quien recientemente puso el foco en los desafíos y oportunidades para la electrificación en Chile. 

Desde el ámbito de la comunicación estratégica participará Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Pólux Comunicaciones, periodista con amplia trayectoria en comunicación corporativa, stakeholder engagement y estrategia reputacional para empresas del sector. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

FES Chile también contará con la visión legal de Daniela González, socia directora de Domo Legal, abogada especializada en energía y medio ambiente. Es reconocida por su participación activa en procesos regulatorios y permisos ambientales para proyectos de energías renovables, almacenamiento y transmisión. 

Desde el mundo técnico-institucional, se suma Katherine Hoelck, presidenta del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) Chile, ingeniera eléctrica con más de 15 años de experiencia en planificación, regulación y operación en proyectos de generación, transmisión y distribución

Por parte del sector privado internacional dirá presente Marta Alonso Pelegrin, gerente general Sudamérica de GES (Global Energy Services), empresa que ha consolidado su presencia en Sudamérica y que recientemente se adjudicó la construcción del mayor complejo híbrido renovable de Latinoamérica de casi 700 MW. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

Además, uno de los focos del evento estará puesto en el análisis político y regulatorio de largo plazo. Por ello, FES Chile contará con la participación de tres ex ministros de Energía:

• Claudio Huepe, economista y actual académico de la Universidad Diego Portales, tuvo un rol central en la promoción de normativas para energías limpias durante su paso por el gobierno (ocupo la titularidad de la cartera energética entre marzo y septiembre del 2022)
• Juan Carlos Jobet, actual decano de la Escuela de Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez, fue ministro de Energía entre 2019 y 2022, e impulsó durante su gestión la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
• Andrés Rebolledo, actual secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), tiene vasta experiencia en relaciones internacionales y lideración de procesos de integración energética regional y la diversificación de la matriz energética chilena tras ocupar el cargo de ministro de Energía entre 2016 y 2018. 

#NosVemosenFES: ¿Cómo fue el día que Rebolledo se enteró que sería ministro de Energía de Chile?

Con más de 400 participantes esperados, el encuentro se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables, combinando espacios de debate de alto nivel con instancias de networking donde ejecutivos, asociaciones y funcionarios avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.

Un mercado en transformación: desafíos estratégicos en la antesala de FES Chile

Chile mantiene su posición de liderazgo en América Latina, con un sistema eléctrico donde cerca del 70% de los 36 GW de capacidad instalada proviene de fuentes renovables. No obstante, el país enfrenta desafíos decisivos para consolidar su matriz limpia y resiliente.

Entre los temas que concentran la atención del sector se encuentra el auge de sistemas de almacenamiento energético: actualmente, existen más de 14 GW en proyectos BESS en calificación. 

A esto se suman los avances en permisos sectoriales, la licitación de suministro 2025/01 por 1680 GWh, cuya adjudicación está prevista para octubre, y la convocatoria excepcional para el suministro de clientes regulados en 2026, ya en marcha.

El contexto político también será determinante, con elecciones presidenciales previstas para noviembre, un factor que coincide con la realización de FES Chile. Mientras que a nivel legislativo, se mantienen abiertos debates clave sobre la expansión de subsidios eléctricos, nuevas metas de ERNC, la hoja de ruta de descarbonización hacia 2035 y el marco normativo para el despliegue del hidrógeno verde. Todo esto acompañado por la tramitación de reglamentos que incidirán directamente en la operación del sistema eléctrico nacional.

En ese marco, la cuarta edición de FES Chile se perfila como una instancia clave para abordar estos desafíos con una mirada técnica, multisectorial y orientada a la acción.

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

La entrada Autoridades de gobierno, ex ministros y líderes sectoriales confirmaron su presencia para FES Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá lanza una licitación clave para el sector eléctrico, la primera a largo plazo en más de diez años y exclusiva para fuentes renovables. El proceso busca adjudicar contratos de suministro por 20 años a partir de enero de 2029, orientado a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con posibilidad de incorporar almacenamiento con baterías.

Federico Fernández Dupouy, managing director de OTEPI y profesor en el IESA, sostuvo que el diseño de esta licitación podría generar precios altamente competitivos. “Probablemente termine siendo más bajo, ojalá que sea algo por energía en seis o siete centavos por kilovatio hora”, manifestó, en referencia a las expectativas actuales del mercado.

La licitación representa una apuesta a futuro, con proyectos que aún no han sido construidos. “Es para empezar dentro de muchos años y es de hidroeléctricas y eólicas que van a construirse, o sea que es una apuesta a qué pasa cuando esto tenga que arrancar por allá por el año 2029”, explicó Fernández Dupouy. A su juicio, ese horizonte temporal puede alentar precios bajos, pero también introduce incertidumbres sobre la demanda y las condiciones del sistema eléctrico.

La referencia más cercana es la licitación de 2023, en la que se presentaron decenas de ofertas para distintas tecnologías. En aquel proceso, los precios se movieron entre 6 y 14 centavos por kWh.

Uno de los factores más celebrados de la licitación actual es la duración del contrato. “Los contratos a 20 años son el sueño de cualquier desarrollador para pegarse a la red”, afirmó el managing director de OTEPI y profesor en el IESA, quien comparó estas condiciones con mercados internacionales donde ya se observan plazos más cortos, incluso de 10 o 15 años.

Según el ejecutivo, esta podría ser la última oportunidad con condiciones tan atractivas: “Ya empezaron a pasar el mensaje de que 20 años es ahorita pero quizás más nunca”.

La estructura financiera parece bien encaminada. “Yo sí creo que hay mucho apetito de bancos locales”, indicó. Además, destacó el interés de fondos internacionales, bancos de segundo piso y capital privado: “Hay capitales internacionales muy pendientes y… también hay gente privada con ganas de hacerlo”. En su visión, esta combinación de actores podría garantizar un financiamiento sólido y diverso para los proyectos ganadores.

Desde el punto de vista técnico, Fernández Dupouy advirtió que la licitación debe evitar replicar errores del pasado. Entre sus recomendaciones estuvo permitir bloques horarios que favorezcan la participación de tecnologías variables como la solar y la eólica. “Bloques horarios facilitarían la competencia de las renovables variables”, subrayó, remarcando la necesidad de no exigir firmeza de potencia en horarios donde esas fuentes no pueden operar.

Sobre el uso de precios máximos, sugirió precaución. “Poner un precio máximo es interesante solo como referencia, pero el precio virtual que usamos la otra vez fue demasiado bajo”, criticó. Para él, la clave estará en asegurar normas claras, múltiples competidores y condiciones técnicas bien definidas: “Empezamos bien con este esquema de que cada año ya por lo menos en los próximos tres o cuatro años se propone algo”.

Según el cronograma oficial, esta será la primera de cinco licitaciones que, entre 2025 y 2027, sumarán más de 1.420 MWEq y 1.335 MW en potencia. A futuro, se incluirán también reconversiones térmicas, centrales solares nuevas y proyectos abiertos a todas las tecnologías. La licitación de octubre de 2025, sin embargo, será la única con contratos de 20 años y enfocada exclusivamente en nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

Con este esquema, Panamá busca atraer inversiones y avanzar en la descarbonización del sistema. “Yo sí tengo confianza en que la suma de los de afuera y los de adentro dará decenas de ofertas en cada una de las licitaciones programadas”, concluyó Fernández Dupouy.

La entrada Panamá proyecta adjudicar renovables a menos de 7 centavos por kWh se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación de 1500 MW con almacenamiento convocada por el gobierno de Honduras podría representar un hito para el sector eléctrico. Sin embargo, desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) advirtieron que algunas condiciones contractuales y regulatorias ponen en riesgo la bancabilidad de los proyectos y podrían traducirse en precios más altos para los consumidores.

Uno de los aspectos más cuestionados por el sector privado es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de apenas 15 años. “Con un esquema BOT de apenas 15 años, el kWh tiende a encarecerse porque la inversión debe recuperarse en un horizonte muy corto. Eso concentra la amortización y aumenta el costo financiero”, manifestó el presidente de AHER, Eduardo Bennaton.

El ejecutivo remarcó que ni la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ni la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han publicado estimaciones oficiales sobre precios. Pero aclaró que, si se adoptaran plazos más largos y coherentes con la vida útil de las tecnologías renovables, “los precios podrían ser más bajos y sostenibles en el tiempo”.

La viabilidad financiera de los proyectos dependerá en gran medida de ajustes en tres áreas clave. En primer lugar, plazos contractuales y asignación de riesgos coherentes con activos de larga duración.

En segundo lugar, la seguridad de que la infraestructura de transmisión estará lista y disponible para la interconexión.

Finalmente, la existencia de reglas claras y simétricas en los mecanismos de indexación. “Si estos elementos se corrigen, existe espacio para financiamiento privado y también multilateral, de organismos como BCIE, BID o IFC. Si no se corrigen, el costo financiero sube y se traduce en un kWh más caro”, advirtió Bennaton.

A pesar de los desafíos, desde AHER reconocieron ciertas mejoras con respecto a procesos anteriores. Una de ellas es la implementación de la subasta inversa, que incrementa la competencia entre oferentes. Otra es el reconocimiento del almacenamiento como herramienta para aportar firmeza a las fuentes renovables variables. Sin embargo, el dirigente señaló que las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.

“El plazo BOT de 15 años sigue siendo inadecuado para proyectos de vida útil de 30 a 60 años, lo que eleva el costo nivelado de la energía”, sostuvo.

También alertó sobre la persistencia de riesgos estructurales, como la falta de garantías en la transmisión y una asimetría regulatoria que continúa favoreciendo a las térmicas. Aseguró que estas son “correcciones puntuales y técnicas, no ideológicas, y al ajustarlas se reduciría el costo al consumidor”.

Desde la Asociación propusieron cuatro ajustes regulatorios concretos que consideran indispensables para atraer inversión a gran escala en energías renovables: contratos con plazos superiores a 20 o 25 años, alineados con la vida útil de las tecnologías; un plan de transmisión con hitos claros y responsables definidos; reglas de indexación equilibradas entre todas las tecnologías; y estabilidad regulatoria con estricto cumplimiento de cronogramas. “Estos cambios reducen el riesgo, mejoran el acceso a financiamiento y hacen posible bajar el precio final de la energía”, señaló Bennaton.

En términos técnicos, el desafío de integrar grandes volúmenes de energías renovables con sistemas de almacenamiento no radica solo en la generación. El verdadero reto está en garantizar potencia firme y una red adecuada para la operación confiable del sistema. “Es necesario dimensionar el almacenamiento de acuerdo a las horas críticas del sistema, establecer reglas claras para servicios complementarios como reservas y rampas, y ejecutar a tiempo las obras de transmisión en los nodos clave”, planteó el presidente de AHER.

Para Bennaton, si estas tres piezas se alinean correctamente, “la integración de renovables con almacenamiento es viable técnica y económicamente para el país”.

La entrada Licitación de 1500 MW en Honduras: advierten que el plazo BOT de 15 años encarece la energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Llega una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit (FES), que busca abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica.

Este miércoles 10 de septiembre, a las 11 hs Perú) / 13 hs Argentina, el protagonista será Brendan Oviedo, abogado líder en materia de energías renovables y ex-presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). 

Con una trayectoria destacada en el desarrollo regulatorio y en la estructuración legal de proyectos en América Latina, Oviedo compartirá su visión sobre los factores críticos que podrían destrabar las inversiones en el sector renovable, especialmente en mercados como el peruano, donde la potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW).

La participación de Brendan Oviedo se centrará en analizar los desafíos estructurales que enfrenta la transición energética en Perú y en América Latina, con foco en tres ejes clave: la política energética, la regulación pendiente y las condiciones para financiar y desarrollar proyectos renovables. 

Siga la transmisión en vivo de #NosVemosenFES ⤵️

A partir de su experiencia como referente técnico y legal, abordará cuáles son las señales que el mercado espera para avanzar con inversiones de largo plazo, y qué medidas podrían catalizar un mayor dinamismo en el despliegue de tecnologías limpias.

El streaming también propondrá un recorrido por la trayectoria de Oviedo como impulsor de políticas públicas orientadas al crecimiento del sector, tanto desde el ámbito privado como desde su rol institucional en la SPR. 

Su mirada, reconocida por su precisión jurídica y enfoque regional, permitirá comprender cómo se posiciona Perú frente a la aceleración global de las renovables, considerando el momento clave que atraviesa el país tras la reciente aprobación de la Ley 32249 (a la espera de la reglamentación correspondiente), que habilita contratos privados sin respaldo de potencia y permite nuevas licitaciones y esquemas competitivos de almacenamiento de energía, con contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones

Además, Perú ha asumido compromisos internacionales para reducir emisiones y aumentar la participación de renovables en su matriz, lo que requerirá una coordinación efectiva entre entidades públicas y privadas. A la par, más del 6% de la población peruana aún no tiene acceso a electricidad, lo que pone presión sobre la gestión para acelerar proyectos de electrificación rural, especialmente en regiones amazónicas.

Por lo que FES, a través de este ciclo de streaming ofrece un espacio estratégico para analizar los próximos pasos de las ERNC y sistemas BESS, en este caso con foco en la transición energética de Perú junto a Brendan Oviedo. 

La transmisión se realizará en vivo por el canal de YouTube de Future Energy Summit. Durante el evento, los asistentes podrán participar activamente mediante el chat, dejando preguntas y comentarios que se integrarán a la conversación. 

¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de
networking del sector!

La entrada Brendan Oviedo compartirá en #NosVemosenFES las claves para destrabar inversiones renovables en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

El mercado solar colombiano atraviesa un momento particular. María Alejandra Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, lo define como “extraño” debido a sus múltiples facetas, pero destaca que mantiene una senda de crecimiento. La compañía ya registra 45 MW en ventas y proyecta cerrar el 2025 con entre 400 y 500 MW.

En diálogo con Energía Estratégica, la ejecutiva explica que el impulso proviene del segmento de generación distribuida, donde esperan un crecimiento de entre 30% y 40% este año, apalancado principalmente por granjas de 1 MW, autoconsumo y techos solares.

Aunque los proyectos utility-scale han perdido dinamismo, el país ya suma 3 GW de capacidad renovable conectada, con fuerte presencia solar. Empresas locales como ERCO y EPM mantienen inversiones en megaproyectos, lo que sugiere un desarrollo más pausado pero constante hacia 2030.

La estrategia de JA Solar en Colombia combina soluciones de alta potencia para grandes proyectos con módulos más pequeños para autoconsumo. Para los proyectos utility scale, la empresa ofrece módulos de 710-720W con tecnología TopCOM, mientras que para autoconsumo y generación distribuida presenta módulos de 620-625W, también con tecnología TopCOM.

La compañía busca diferenciarse a través de un sólido servicio técnico y acompañamiento comercial. “Nuestra inversión en preventa y postventa es clave, porque queremos construir confianza y solidez a largo plazo para nuestros clientes”, resalta Urrea.

La apuesta de la compañía va más allá del portafolio actual con el desarrollo de nuevas celdas fotovoltaicas: “Estamos probando la tecnología de perosquita, que busca mejorar la eficiencia hasta un 34,5%, frente al 26,3% de la TopCOM. La producción masiva está prevista para 2027 o 2028”.

Estas pruebas se realizan en diversas condiciones ambientales para asegurar su aplicabilidad global, incluyendo a Colombia, donde la compañía visualiza un futuro promisorio para esta tecnología.

Mirada regional

La ejecutiva también observa la dinámica en otros países de la región. “Perú ha cerrado casi 500 MW en proyectos solares, lo que indica un verdadero boom. Chile también ha visto grandes acuerdos y se ha convertido en un mercado interesante, a pesar de su decrecimiento reciente”, señala Urrea.

Asimismo, identifica a Guatemala como un mercado clave, con fuerte crecimiento en generación distribuida y utility-scale. En contraste, menciona que “República Dominicana está en pausa, porque el gobierno no ha liberado los PPA”.

Con esta visión, JA Solar refuerza su estrategia en Colombia y América Latina, apostando a soluciones tecnológicas avanzadas y a un acompañamiento cercano para consolidar su presencia en el sector solar.

La entrada JA Solar proyecta hasta 500 MW de ventas en Colombia durante 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

En línea con su compromiso de sostenibilidad y gestión ambiental, PCR anunció la publicación de las primeras Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) verificadas internacionalmente para dos de sus parques eólicos: Mataco San Jorge (Provincia de Buenos Aires) y Parque Eólico del Bicentenario (Santa Cruz). Con este hito, la compañía se convierte en la primera del sector renovables argentino en obtener EPDs de energía eólica, consolidándose como referente nacional en transparencia ambiental.

Las EPDs, elaboradas por la empresa Genergy, verificadas por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y publicadas en el International EPD System, son documentos técnicos auditados que registran de forma clara y comparable el impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida, siguiendo la normativa internacional ISO 14.025. En este caso, el estudio permitió medir el impacto ambiental asociado a la generación de un megavatio-hora (MWh) de energía en cada parque durante sus 20 años de vida útil.

Este avance no solo refuerza el compromiso de PCR con la sostenibilidad, sino que también ofrece beneficios concretos a sus clientes industriales, quienes podrán:

• Conocer con precisión la huella ambiental del consumo eléctrico utilizado en sus procesos productivos.
• Cumplir con requisitos internacionales como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la Unión Europea.
• Reducir aranceles en mercados de destino al demostrar un menor impacto ambiental en sus productos.

“Este hito nos permite posicionarnos favorablemente dando una solución a nuestros clientes para poder certificar ambientalmente sus procesos industriales al contar con un abastecimiento energético limpio a través de PCR que está medido y validado internacionalmente y así avanzar con sus propios compromisos de descarbonización”, señaló Lucas Mendez Tronge, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de PCR.

Por su parte, Joaquín Suarez Irigoyen, representante de Genergy, destacó: “Medimos el impacto ambiental asociado a la generación de energía a lo largo de toda la vida útil de cada parque. Este atributo diferencial permitiría a los clientes de PCR reducir costos al cumplir con exigencias de exportación y mejorar la competitividad de sus productos en mercados internacionales”.

El sistema desarrollado por Genergy permite gestionar en tiempo real el desempeño ambiental de una línea de producción, incluyendo las emisiones de gases de efecto invernadero y registrar la información en blockchain para brindar trazabilidad sobre el consumo de energía renovable en procesos productivos, identificando incluso los lotes con mayor porcentaje de energía limpia en su matriz.

Con esta iniciativa, PCR reafirma su liderazgo en energías renovables, se posiciona como una solución ambiental para sus clientes industriales y da un paso concreto hacia un modelo energético más sostenible, competitivo y alineado con las tendencias globales en criterios ESG y los compromisos de NetZero a nivel país de cada actividad industrial.

La entrada PCR, primera empresa energética argentina en certificar la huella ambiental de sus parques eólicos se publicó primero en Energía Estratégica.

Hace dos semanas el Gobierno Federal de México, a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), confirmó la construcción de dos plantas termosolares con almacenamiento en Baja California Sur que sumarán 100 megawatts (MW) de capacidad instalada. La decisión fue celebrada por Jaqueline Valenzuela, directora ejecutiva del Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (CERCA) del estado, quien subrayó que “es muy importante que se empiece a hablar de proyectos de energía renovable y no solo de proyectos de combustibles fósiles”.

Valenzuela destacó que hasta ahora las iniciativas anunciadas para el estado habían estado ligadas al gas y al diésel, pero que el viraje de la administración de Claudia Sheinbaum hacia energías limpias constituye una “señal clara de transición”.

La especialista explicó que el anuncio es significativo porque Baja California Sur funciona como una isla energética: sus sistemas no están conectados entre sí ni con el Sistema Eléctrico Nacional. “Eso nos pone en una situación de vulnerabilidad energética”, señaló, y recordó que la infraestructura actual data de 1979. “Es urgente sustituir estas unidades que a la fecha operan prácticamente después de 50 años”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

Por ello, consideró que el estado podía convertirse en modelo nacional: “Este anuncio es positivo para que Baja California Sur sea un laboratorio de energías renovables, de tecnologías innovadoras que posteriormente puedan trasladarse al Sistema Interconectado Nacional de México”, afirmó.

Desde el estado señalan que la ubicación de las nuevas centrales debería responder a criterios técnicos. En ese sentido, Valenzuela consideró que “si estaríamos hablando en términos de probar la tecnología, el lugar idóneo sería el sistema Mulegé, porque el impacto para la poca población de ese municipio sería manejable”. Posteriormente, la segunda central podría integrarse al sistema de Baja California Sur, que es más grande pero sigue siendo marginal respecto al consumo nacional.

Actualmente, solo el 11% de la matriz eléctrica de Baja California Sur proviene de renovables, principalmente de proyectos privados que suman unos 350 MW. No obstante, Valenzuela afirmó que se podría triplicar la capacidad instalada actual y llegar a los 1.200 megawatts que necesita el sistema del estado.

Entre los principales retos para consolidar la transición, Valenzuela destacó el almacenamiento y la sustitución de las centrales fósiles obsoletas. Explicó que hasta ahora México había avanzado con proyectos renovables intermitentes, pero sin resolver cómo respaldarlos en horas sin sol o viento. “Con esta tecnología en particular estábamos explorando algo que no se había hecho en México, que son los sistemas de almacenamiento necesarios para que la tecnología renovable crezca a la par de los combustibles fósiles”, puntualizó. La ejecutiva subrayó que la termosolar con sales fundidas permitirá garantizar energía firme por 8 horas continuas, lo que representa un cambio estructural frente a la dependencia del gas y el diésel. El subsecretario de Planeación de la Secretaría de Energía, Jorge Islas Samperio, remarcó que la elección de esta tecnología se debió justamente a su capacidad firme, un factor diferencial frente a otras renovables intermitentes.

Valenzuela también resaltó la necesidad de marcos regulatorios claros. Desde CERCA trabajan junto al Congreso estatal en una Ley de Fomento a las Energías Renovables, que busca armonizar tres esquemas regulatorios distintos vigentes en México desde 2013. “Creemos que Baja California Sur también puede tener este liderazgo en tener una primera ley que haga una armonización de los tres diferentes esquemas de regulación que operan al día de hoy”, señaló.

Por otro lado, Valenzuela analizó la reciente ampliación del esquema regulatorio de generación distribuida, que elevó el límite de 0,5 MW a 0,7 MW, y reclamó que este cambio no quedara restringido a proyectos comerciales. “Lo que estamos pidiendo es que, a partir de la ampliación del límite, se dé prioridad a los consumos domésticos y sociales. Y así estaríamos hablando por primera vez en México de democratización de la energía”, sostuvo.

Finalmente, insistió en que la sustitución de unidades fósiles es un reclamo ciudadano: “Tenemos unidades que funcionan en las peores condiciones ambientales y que ya es una demanda ciudadana la sustitución de estas unidades”.

La entrada Desde Baja California Sur celebran los nuevos proyectos termosolares y plantean criterios de ubicación se publicó primero en Energía Estratégica.

 Desde 2023, Celsia, en su rol de gestor de activos, está consolidando un fondo de inversión en Perú con un capital de USD 300 millones, de los cuales aportará el 20 % del equity. De este fondo nace la compañía CELARIS ENERGY que ha entrado al mercado peruano con una propuesta diferencial para la generación y comercialización de energía 100% renovable no convencional, con tecnologías limpias —eólica y solar— especialmente diseñadas para atender el mercado de clientes industriales que buscan servicios energéticos eficientes, sostenibles y competitivos.

De acuerdo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, “llegar al Perú con CELARIS ENERGY es una oportunidad para la compañía de ampliar su huella geográfica de manera estratégica. Hemos encontrado que Perú es un país con condiciones favorables para la inversión, estabilidad macroeconómica, recursos naturales atractivos para el desarrollo de proyectos de energía renovables, remuneración en dólares y posibilidades adicionales de crecimiento para desplegar a futuro nuestro portafolio de negocios”.

Por su parte, la CEO de CELARIS ENERGY, María del Pilar Matto, destacó que la propuesta de valor de la empresa se basa en ofrecer un servicio ágil e innovador, adaptado a las necesidades de cada cliente. “Asumimos con determinación el compromiso de impulsar la transición energética del Perú con energía 100% renovable no convencional. Cada paso que damos está guiado por un propósito mayor: mejorar la calidad de vida de las personas, impulsar el desarrollo social y económico de las zonas en donde estamos presentes, y así, construir un futuro más inclusivo y sostenible”, afirmó.

Grandes inversiones para el Perú

El ingreso de CELARIS ENERGY al Perú marca un hito en el impulso de las energías renovables en el país. El fondo propietario de la compañía proyecta una inversión de USD 1200 millones para la implementación de siete centrales de generación eléctrica con tecnología eólica y solar, distribuidas estratégicamente en diversas regiones del territorio nacional. Esta iniciativa permitirá alcanzar una capacidad instalada de 1,2 GW al año 2028.

Asimismo, ya se encuentra en pleno proceso de construcción el parque eólico Caravelí, ubicado en el distrito de Lomas, región Arequipa, el cual entrará en operación durante 2026. Con una potencia instalada de 218 MW, este proyecto permitirá generar más de 600 GWh de energía limpia al año.

Actualmente, las operaciones de la compañía cuentan con el respaldo de la Central Hidroeléctrica Manta, ubicada en el corazón del departamento de Áncash. Con una potencia de 20 MW, esta planta representa una fuente confiable, eficiente y 100% renovable, que se suma a los demás activos para fortalecer una matriz energética más sostenible para el Perú. 

Solidez y respaldo

CELARIS ENERGY nace con el respaldo de Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reconocida por su trayectoria sólida en América Latina y su liderazgo en sostenibilidad, innovación y eficiencia operativa. Con operaciones consolidadas en Colombia, Panamá, Costa Rica, Honduras y Perú, Celsia cuenta con más 2.000 MW de capacidad instalada, de los cuales 18 % provienen de fuentes renovables no convencionales, alrededor de 47.000 km de redes de distribución y una base de más de 1,3 millones de clientes.

La entrada Celsia lanza Celaris Energy como compañía 100% renovable para Perú se publicó primero en Energía Estratégica.