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Parque Eólico Arauco avanza a paso firme en la consolidación de su matriz energética, de manera que en los próximos meses prevé lograr COD en uno de sus proyectos insignia de los últimos años y, con ello, llegar a 250 MW en operación, de los cuales 150 MW serán de propiedad directa y 100 MW estarán bajo operación para terceros.

Uno de los hitos más relevantes en este proceso será el ingreso en operación comercial de PEA III, un parque eólico de 100 MW de capacidad cuya primera etapa ya se encuentra habilitada desde fines de 2023. 

“Semanas atrás salió la confirmación de los contratos con CAMMESA para PEA III, que nos permite terminar el parque. Actualmente el proyecto está en etapa de pruebas eléctricas, pero la idea es llegar a COD en los próximos dos o tres meses”, declaró Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, en diálogo con Energía Estratégica. 

Este avance se enmarca dentro de un esquema de reinversión que inició hace más de un año y medio, cuando Parque Eólico Arauco concretó la desinversión de PEA II. Los fondos obtenidos fueron destinados a dos desarrollos claves: la ampliación de PEA I, con 32 MW adicionales, y la construcción completa de PEA III en la provincia de la Rioja.

En total, se destinaron USD 190 millones para instalar 132 MW nuevos, lo que representa uno de los movimientos de capital más relevantes del último año en el sector eólico argentino.

La habilitación de estos proyectos está respaldada por la normativa vigente. En ese sentido, la empresa ya cuenta con contratos celebrados bajo el Decreto 476/2019, herramienta lanzada durante la presidencia de Mauricio Macri que permite la contratación directa de energía entre el Estado Nacional y empresas provinciales. 

“Somos el único parque que ya tiene habilitado parcialmente un contrato de esa índole en Argentina”, remarcó el entrevistado.

En términos de eficiencia, la compañía también marca diferencia. Con el uso de 101 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132, y con el know-how de la instalación, integración de contratistas, adquisición tecnológica y obras civiles, los proyectos se han ubicado en diversas oportunidades dentro del top 3 de los parques eólicos más eficientes de Argentina en cuanto a factor de carga. 

Además del rendimiento técnico, destaca la capacidad de ejecución del equipo: “Las obras se adelantaron casi tres meses de lo que habíamos planeado”, señaló el directivo.

Paralelamente, Parque Eólico Arauco da pasos en su primer parque solar, con una potencia prevista de 50 MW, también bajo contratos del Decreto 476/2019. Este nuevo proyecto se insertará entre las filas de aerogeneradores ya existentes, con el objetivo de ser pioneros en la hibridación renovable en el país. 

“Estamos centrados en la parte técnica, para juntar las dos tecnologías, el despacho de la energía y demás, que tiene sus complejidades. Pero vamos avanzando bien de cara a la construcción del parque solar de 60 MWp, que está previsto alcance COD durante el primer trimestre del 2026”, reveló Parmigiani.

En cuanto al almacenamiento energético, la compañía sigue con atención la evolución de los precios de las baterías y los modelos regulatorios propuestos por CAMMESA. Aunque no participará en la licitación AlmaGBA, reconoce el potencial estratégico de esta tecnología. 

La clave estará en la utilidad del sistema para CAMMESA, tanto desde el punto de vista económico como desde la confiabilidad operativa y para reemplazar generación forzada, hoy abastecida por combustibles fósiles. 

“Si todos los años hay una licitación de 500 – 600 MW de capacidad en baterías a nivel nacional, sería muy positivo para el mercado”, subrayó el especialista. 

La compañía también prevé el desarrollo de proyectos de líneas de interconexión con otras provincias, lo que permitiría ampliar la capacidad de transporte de energía. No obstante, ese avance dependerá de cómo evolucionen las regulaciones sobre monetización de nuevas líneas tras el reciente plan de transmisión publicado por el gobierno.

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La reciente reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW para acceder al mercado eléctrico libre de Chile, avalada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), marca un punto de inflexión para el sector. 

Esta decisión, que entró en vigor en diciembre de 2024, permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan migrar al régimen de cliente libre, incorporando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética adicional al sistema, de acuerdo a análisis de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN). 

Aunque el cambio normativo ya rige, su impacto será gradual, dado que la migración de clientes requiere un plazo reglamentario de un año. Aun así, el sector ya empieza a vislumbrar los desafíos estructurales que esta transformación implica para el modelo de comercialización.

Desde Grenergy, Marión Díaz González, ejecutiva senior en Mercado Energético de la compañía, advirtió que el ingreso de clientes más pequeños, como MiPyMEs -o eventualmente usuarios residenciales- obliga a un rediseño profundo del modelo operativo, que históricamente ha estado enfocado en grandes consumidores y contratos a medida. 

A su juicio, hay tres dimensiones estratégicas que deben ser abordadas con urgencia si se busca consolidar un mercado más competitivo y funcional, siendo la primera de ellas la automatización del modelo operativo sin deteriorar la calidad del servicio.

La segunda dimensión crítica es la gestión financiera y de riesgo. Díaz González identifica dos grandes desafíos: por un lado, la morosidad y la necesidad de diseñar mecanismos de cobranza eficaces, incluyendo modelos de cobro anticipado, prepago o garantías por consumo estimado; por otro, la limitada disponibilidad de herramientas para gestionar la volatilidad del mercado. 

“Hoy dependemos solamente de los contratos físicos, los contratos bilaterales, pero desde Grenergy creemos que falta desarrollar el mercado para el uso de derivados financieros aplicado al mercado eléctrico”, afirmó Marión Díaz González, durante un webinar de ACEN. 

“Este desarrollo de instrumentos nos permitiría a los comercializadores gestionar mejor la exposición al precio spot y obtener productos más estables, competitivos y diversificados”, agregó. 

La tercera dimensión estratégica es la estandarización de productos, una condición esencial para escalar el modelo de negocio y atender a una base de clientes más fragmentada. El desafío está vinculado con el pase de contratos a medida a un diseño de ofertas estandarizadas”.

No obstante, el marco normativo aún presenta zonas grises que dificultan esa transición. “La regulación no define con claridad cómo se van a integrar, por ejemplo, servicios como el almacenamiento o el autoconsumo dentro de los contratos de suministro eléctrico”, apuntó la especialista. 

“Tampoco está normado si un comercializador puede incluir la instalación de una batería en su oferta ni cómo gestionan esos flujos, cómo se calcula el impacto en la factura ni cómo se coordina con la distribuidora o con el Coordinador Eléctrico Nacional”, continuó. 

Frente a este escenario, Grenergy propone el establecimiento de sandbox regulatorios que permitan ensayar nuevos modelos comerciales sin el riesgo de penalización. “Para promover esta diversificación, lo primero es establecer espacios pilotos”, señaló Díaz González. 

La creación de marcos experimentales permitiría innovar en esquemas de contratación, integrar tecnologías emergentes y habilitar nuevas formas de competencia dentro del mercado.

Importancia de la taxonomía de productos energéticos para escalar el negocio

Además de la necesidad de infraestructura, estandarización contractual y nuevos instrumentos financieros, Grenergy subraya un punto estratégico clave: la estructuración clara de las ofertas comerciales. 

“Hay que prestarle importancia a la taxonomía de productos, que definirá una estructura para que el cliente pueda entender y elegir”, explicó la ejecutiva. Es decir que una clasificación clara y compartida no solo facilita la comparación entre ofertas, sino que también aumenta la transparencia del mercado y mejora la experiencia del usuario. 

Desde la visión de Grenergy, el fortalecimiento del rol del comercializador también depende de la capacidad de construir propuestas de valor con componentes innovadores. En ese sentido, el nuevo escenario del mercado libre no será solo una cuestión de precios y contratos, sino también de diseño inteligente de productos, visión regulatoria proactiva y capacidad operativa para responder a una demanda más amplia y dinámica.

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En el Día Mundial del Ambiente, con la activación de su plataforma digital, concebida como un instrumento innovador que facilita y transparenta las transacciones de comercialización en el mercado de carbono voluntario, la Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició hoy formalmente sus operaciones en el país, durante un evento realizado en sus oficinas de la Ciudad de Buenos Aires.

BACX, con esta plataforma de trading, operará en el mercado voluntario de carbono argentino a través de un sistema completamente digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, garantizando transparencia y trazabilidad.

“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. Explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.

Asimismo, el directivo detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”. 

Por su parte, Aleandra Scafati, vicepresidenta de BACX y reconocida especialista en mercados de carbono, señaló: «El mercado de carbono voluntario global ofrece grandes oportunidades en este momento de definiciones internacionales y Argentina, si aborda adecuadamente sus desafíos, tiene muchas posibilidades de capitalizarlas”.

Según Scafati, la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”. 

Por su parte, Adrián Cosentino, director de BACX, describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgos. 

Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”, agregó. 

Durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital.

BACX también presentó tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos. Los casos expuestos fueron: la forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa; Nideport, con un proyecto en Misiones de Soluciones basadas en la Naturaleza; y la Provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la Provincia.

Además, según el Primer Informe Bienal de Transparencia (IBT1) publicado en diciembre 2024 de la Argentina, el panorama para el mercado voluntario de carbono argentino es el siguiente:

• Las emisiones netas totales de Gases de efecto invernadero (GEI) de Argentina en 2022 se estimaron en 400.920,59 ktCO2e. 
• Los principales sectores contribuyentes fueron Energía, Agricultura/Ganadería y Usos de la Tierra/Silvicultura.
• Argentina ha actualizado su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) con una meta de mitigación más ambiciosa, utilizando las emisiones netas anuales como indicador.
• El IBT1 también destaca la necesidad de mejorar las capacidades para acceder a mercados de carbono.
• Argentina tiene una meta indicativa de 372 MtCO2e para 2025 en su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC).
• Argentina tiene 60 proyectos registrados en estándares y bases de datos públicos para la certificación y verificación de resultados de mitigación, incluyendo el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra.

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Solis ha finalizado una instalación solar con almacenamiento de alto rendimiento de 50 kW en Myanmar, demostrando cómo la tecnología avanzada de inversores híbridos puede habilitar la independencia energética y generar ahorros significativos para empresas en mercados emergentes. Diseñado en torno al potente inversor híbrido Solis S6-EH3P50K-H, el sistema destaca por su confiabilidad, escalabilidad y control inteligente de energía.

Resumen del Proyecto 

• Capacidad del sistema: 50 kW de energía solar fotovoltaica
• Paneles solares: Arreglo de 70.8 kWp
• Almacenamiento: Banco de baterías de litio Longlast de 50 kWh
• Inversor: Solis S6-EH3P50K-H (híbrido)
• Tipo de instalación: Edificio comercial en la Región de Yangon
• Sistemas energizados: Iluminación y aire acondicionado en áreas administrativas y de capacitación, además de respaldo para unidades de TI y comunicación

Tecnología Avanzada para Aplicaciones Comerciales
La solución responde a las demandas de un entorno comercial dinámico con características clave como:

• Transición <10 ms entre operación conectada y fuera de la red, garantizando suministro ininterrumpido
• Corriente de cadena de 20A y sobredimensionamiento fotovoltaico de 2x para maximizar la captación de energía
• Puertos de respaldo duales para priorización de cargas
• Capacidad de sobrecarga de 1.6x para arrancar cargas de alta demanda
• Control integrado de generador diésel para mayor resiliencia durante periodos prolongados con poca radiación solar

Escalable y Resiliente por Diseño
El sistema permite operar hasta seis unidades en paralelo (ampliable a diez bajo solicitud), lo que brinda flexibilidad para adaptarse a futuras necesidades energéticas. Esta escalabilidad lo convierte en una solución a largo plazo ideal para instalaciones comerciales que buscan expandirse o mejorar su resiliencia energética.

“Estamos muy satisfechos con el rendimiento del sistema y la confiabilidad del producto de Solis,” comentó un representante de Amara Power.

Economía Energética Inteligente
El sistema está preparado para el mercado energético actual en evolución: es compatible con esquemas de arbitraje de precios eléctricos dinámicos, plantas virtuales de energía (VPPs) y sistemas de gestión energética (EMS). Al cargar las baterías con energía solar cuando los precios de la red son bajos y descargar durante horas pico, la instalación proporciona ventajas financieras claras.

Un Hito en la Transición Solar de Myanmar
Instalado en una instalación comercial de la Región de Yangon, este sistema de 50 kW fuera de la red ya ha demostrado mejoras significativas en eficiencia energética, reducción de dependencia de generadores y mayor confiabilidad operativa durante cortes de energía. Este proyecto reafirma cómo la tecnología de Solis puede impulsar la adopción de energía solar comercial en mercados como Myanmar, donde la fiabilidad del suministro, la independencia energética y el control de costos son esenciales.

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Se acerca la presentación de ofertas de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”. En menos de un mes (3 de julio) está pautada la apertura de ofertas administrativas y técnicas de aquellos proyectos que competirán por los 500 MW de potencia en sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Desde el sector hay altas expectativas sobre el llamado que movilizará inversiones mayores a USD 500 millones, pero también una serie de incertidumbres, retos y oportunidades que encuentran en la convocatoria destinada a proyectos de 10 MW a 150 MW de potencia (de acuerdo a los nodos de conexión) que deberán entrar en operación entre 2027 y 2028.

Y si bien se aplaude que el gobierno tome esta iniciativa y se lleve adelante la primera licitación BESS del país y de Sudamérica, y una de las pioneras en Latinoamérica tras lo recientemente hecho en Puerto Rico y Honduras, todavía hay interrogantes sobre los plazos manejados, como por ejemplo que se especulaba por una nueva prórroga, confirmada el pasado viernes por CAMMESA (es la segunda ya que inicialmente la apertura de sobres estaba prevista para el 19 de mayo) y, la presentación de ofertas pasó del 10 de junio al 3 de julio. 

¿Por qué? Principalmente debido a que el contrato fue publicado en una segunda instancia respecto a lo previsto, y a menos de un mes de que las empresas deban presentar sus proyectos y, por tanto, se conozcan los sobres A. 

Además, profesionales consultados por Energía Estratégica indicaron sobre la complejidad que presenta de cara a la presentación de algunas ofertas, debido a que el marco regulatorio nacional está en vías de cambios tras los lineamientos publicados por la la Sec. de Energía a fines de enero del 2025, 

Por tanto, los especialistas sugirieron que el modelo de contrato de almacenamiento requiere una serie aclaraciones o mejoras para lograr proyectos a costos competitivos en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses presente gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica. 

El punto más mencionado está vinculado a que la licitación sólo cuenta con la garantía de última instancia por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA); la cual se activa sólo en caso de que el comprador (Edenor o Edesur) se vea imposibilitado, de trasladar -total o parcialmente- a sus usuarios finales el costo asociado al contrato.

“Si dentro del plazo del vencimiento, el comprador no cancela la factura alegando una imposibilidad de trasladar a los usuarios finales el costo asociado al contrato, el vendedor y el comprador deben denunciar inmediatamente esta situación ante la Secretaría de Energía y ante CAMMESA, quien deberá requerir los fondos necesarios a la Secretaría de Energía para poder efectuar el pago de la factura vencida”, detalla el modelo de contrato. 

“CAMMESA sólo queda obligado a transferir los fondos al vendedor en la medida en que la Secretaría de Energía le remita los fondos suficientes para cancelar la factura vencida”, agrega el documento. 

Los profesionales consultados por este portal de noticias pusieron en foco la importancia de contar con un instrumento similar a la “Triple Garantía” que se aplicó en el Programa RenovAr con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial.

Este mecanismo fue clave para mejorar el rating crediticio de los contratos PPA, atraer ofertas competitivas y garantizar la viabilidad de las rondas del exitoso Programa RenovAr, el cual adjudicó más de 5 GW a lo largo de más de 150 parques renovables a lo largo de todas sus llamados llevados a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

Incluso, la cantidad de ofertas de la primera ronda fue cinco veces mayor a lo adjudicado, hecho que marcó un hito en el sector ya que hasta ese momento, el mercado de subastas de renovables a mediana y gran escala a todavía era incipiente y no estaba tan consolidado como en la acualtidad, más allá de la experiencia del GENREN. 

Es decir que uno de los desafíos para este mercado emergente de baterías en el país es la falta de mayores garantías, lo que podría afectar a la cantidad de oferentes, ya que se vislumbra mayor participación de players con más espalda financiera y que no suceda lo mismo que lo acontecido en el el Programa RenovAr o la licitación RenMDI donde sí hubo múltiples titulares de proyectos. 

Por otro lado, desde el sector denunciaron ciertas demoras de las distribuidoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA, lo que dificulta la correcta preparación de los proyectos que competirán en la primera licitación de sistemas BESS en Argentina.

Y cabe recordar que en la última circular aclaratoria publicada en la web de CAMMESA, se agregaron y/o modificaron algunos nodos de conexión y límites de asignación, lo que implica cambios en las ecuaciones para los oferentes interesados. 

• Se agregó el nodo 5368 CT Pilar 132 kV 
• Se añadió el nodo 5213 Oro Verde 132 kV
• Se actualiza a 100 MW el límite conjunto del color Celeste Norte que involucra las estaciones Pilar, CT Pilar, Parque, Derqui y Manzone.

De todos modos, a pesar de los puntos mencionados, desde el sector también consideran que la convocatoria AlmaGBA es un gran paso para avanzar en la transición energética y brindar resiliencia al sistema en el corto plazo sin la necesidad de comprar combustibles fósiles, considerando que se hay incentivos al temprano inicio de operación comercial tras la elevación del factor anual para los años 2027 y 2028 (ver nota).

Asimismo, de lograrse buenos resultados tras la adjudicación, el modelo se podría replicar en otros puntos del país, tanto para mitigar cortes eléctricos como para disminuir costos del sistema al reemplazar generación forzada a partir de hidrocarburos por baterías. 

Lo cierto es que entre luces y sombras avanza la licitación AlmaGBA y, en los próximos meses del 2025, Argentina se tendrán los primeros adjudicados de una licitación pública para sistemas BESS stand-alone. 

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M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, acelera su crecimiento con una propuesta de soluciones energéticas integrales para clientes del sector comercial e industrial. 

En apenas tres años, la compañía multiplicó casi por diez su facturación, y para 2025 espera cerrar con ingresos por tres millones de dólares, impulsada por una cartera cada vez más diversificada en generación distribuida y microrredes con baterías.

“El año pasado realizamos bastantes proyectos emblemáticos, el más importante es el sistema de generación fotovoltaica de mayor altitud de América Latina”, destaca José Armando Gastelo-Roque, Founder & General Manager de M4S, en diálogo con Energía Estratégica. 

Ese proyecto de 603 kWp, instalado a 4.700 metros sobre el nivel del mar en la Unidad Minera de Cochacucho, departamento de Puno, marcó un hito para la empresa y consolidó su posicionamiento en sectores donde la autonomía energética es crítica.

Este año, M4S ya construyó 1 MW como suma de varios proyectos pequeños y acaba de suscribir contrato para el montaje de un proyecto de 1 MW, que será uno de los techos más grandes del país, y se instalará en Lima. 

“Este año tenemos proyectado cerrar 5 MW de proyectos solares en EPC, entre solares y baterías, y en desarrollo 20 MW, para realizar la ingeniería, estudios y construcción a partir de 2026”, precisa Gastelo-Roque.

El sector industrial se ha convertido en un mercado clave para el modelo de negocio de M4S. La empresa trabaja con varios clientes de este perfil, que operan en ciudades y también zonas remotas.  

Para atender esa demanda y facilitar la inversión de sus clientes, la empresa empezó a acompañarlos en la búsqueda de financiamiento. “Hemos cerrado una alianza con una financiera para poder ofrecer PPA a clientes industriales y comerciales, y también lo estamos empezando a ofrecer a algunos clientes del agro”, indica el ejecutivo.

Con agroindustriales la empresa ha comenzado a ganar protagonismo con casos de éxito como el de Driscoll’s, la firma internacional de producción de berries, que encargó a M4S la instalación de una microrred solar con baterías completamente autosuficiente. “Es una microrred pionera a nivel nacional”, afirmó Gastelo-Roque en conversación con este medio.

Pero aquello no sería todo, el equipo trabaja actualmente en el desarrollo de futuros proyectos en el segmento del mercado entre 50 kW hasta 10 MW a construir en distintas plazas estratégicas del país. El objetivo es seguir alimentando un pipeline robusto que permita mantener el ritmo de crecimiento en el mediano plazo. Una clave para lograrlo serán las mineras. 

Microrredes en respuesta a la demanda en minería 

La minería se presenta como un mercado clave para el crecimiento de M4S, no solo por sus altos consumos energéticos, sino también por el contexto de extracción local e internacional favorable. 

“El precio del oro está muy alto”, señala Gastelo-Roque. “Eso genera un dinamismo importante en el sector y muchos mineros están dispuestos a invertir directamente en sus sistemas energéticos”.

Según explica, este tipo de cliente valora especialmente el retorno sobre la inversión, y por ello, en numerosos casos optan por esquemas de adquisición directa. “Muchos proyectos se están haciendo con equity. Cuando el retorno es claro, no dudan en poner el capital”, subraya.

La posibilidad de desarrollar microrredes híbridas solares más almacenamiento resulta cada vez más atractiva en este segmento. “El precio del almacenamiento bajó”, agrega Gastelo-Roque, y eso mejora la competitividad de las soluciones aisladas. 

De hecho, en zonas de difícil acceso o sin conexión eléctrica, las tecnologías híbridas permiten reducir significativamente la dependencia del diésel, mejorar la estabilidad del suministro y reducir costos operativos a mediano plazo.

El contexto macroeconómico también juega a favor. “El precio del oro está bastante alto, eso hace que los proyectos mineros sean rentables y tengan una ventana de 3 o 4 años en la que pueden aprovechar el contexto actual para mejorar su matriz energética, y eso es lo que estamos viendo”, explica Gastelo-Roque.

Efectivamente, el precio del oro encontró un equilibrio este año en el orden de los US$ 3.000 Oz (XAU/USD), según datos del World Gold Council, y recientemente se elevó a US$ 3,375.30 Oz (XAU/USD) lo cual favorece inversiones estratégicas por parte de las mineras, incluida la incorporación de energías renovables en sus operaciones remotas.

M4S detecta una demanda creciente en este segmento. “La minería es un sector que tiene muchísimo potencial porque además está muy distribuido, está fuera de Lima, está en zonas aisladas, y eso hace que haya oportunidades para poder seguir creciendo ahí”, añade.

También, observa un cambio en el tipo de soluciones que buscan estas compañías. “Los proyectos ya no son solo de energía solar, sino más bien se está tratando de integrar energía solar con baterías”, detalla Gastelo-Roque. 

“Suelen empezar haciendo un fuel saving solar más diésel o solar más gas, y luego empiezan a implementar baterías que representan un CAPEX más importante, casi duplicando la inversión. Si hablamos de US$ 600 kW o US$ 700 kW en solar, podemos hablar de US$1.500 kW o US$ 2.000 kW en microrred solar más BESS”, agrega. 

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Coral Energía, la empresa del Grupo Corven dedicada al desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica, anunció la firma de un préstamo sindicado por hasta 60 millones de dólares. El financiamiento, otorgado por un consorcio de bancos argentinos integrado por el Banco Nación, Banco Ciudad, Banco Provincia, BST y BIND, será destinado a la construcción y puesta en marcha de siete parques solares en las provincias de Santiago del Estero, Santa Fe, Corrientes y San Juan.

Esta inversión permitirá a Coral Energía acelerar su plan de expansión, como parte del proceso más amplio de diversificación de la matriz energética y la transición hacia fuentes de energía más limpias, sostenibles y eficientes.

“El préstamo sindicado representa un respaldo al modelo de negocios de Coral Energía y a nuestra estrategia de largo plazo. Con esta inyección de capital, estaremos listos para aprovechar la energía solar y generar un impacto positivo en las economías regionales, con creación de empleo y el desarrollo de cadenas de valor integradas por diferentes proveedores que ayudarán a consolidar nuestro rol en el mercado energético solar del país, con la innovación como parte del ADN que caracteriza a Grupo Corven», sostuvo Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía.

Desde el sector financiero, las entidades participantes destacaron el valor de este tipo de iniciativas en el contexto de la transición energética. Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad, indicó que “la financiación está orientada a promover fuentes renovables para mitigar el cambio climático y mejorar la sostenibilidad de los sectores productivos”. Además, remarcó que la entidad aplica su sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en este tipo de operaciones.

«Nos complace generar alianzas estratégicas con importantes actores del sector privado para impulsar conjuntamente proyectos de energías renovables que colaboren con el medioambiente», señaló Alejandro Tschudy, gerente ejecutivo Banca Empresas de BIND.

«Como integrantes de la Mesa de Finanzas Sostenibles de Argentina propiciamos este tipo de proyectos que colaboran con nuestro sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en la evaluación crediticia tradicional, tendiente a fomentar un mejor desempeño ambiental de nuestras empresas clientes y a alinear la gestión crediticia con las mejores prácticas internacionales», complementó Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad.

Coral Energía es una empresa argentina del Grupo Corven, dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía solar. Su portfolio se compone 850 Mw en desarrollo, 350 Mw listos para construcción, 280 Mw en licitación, y 45 Mw en contrucción.

Y cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.

En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven.

Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.

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El Ministerio de Energía de Chile impulsa un nuevo estudio de precios en sistemas solares térmicos como estrategia para diseñar políticas públicas informadas y efectivas. La iniciativa busca generar datos clave que permitan comprender los costos reales de estas tecnologías y facilitar la toma de decisiones en materia de normativas y programas de apoyo.

“Antes de crear cualquier política pública o normativa, necesitamos información y datos para tomar una buena decisión”, manifestó Fabián Bustos, analista en la Unidad de Recursos Energéticos de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía de Chile, durante un evento de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL). 

Bajo esa premisa, la institución ya comenzó el levantamiento de información técnica y económica que alimentará este nuevo diagnóstico nacional.

El estudio incluirá también un análisis paralelo de índices de precios en bombas de calor, lo que permitirá al Gobierno contar con una base de información más completa para avanzar en una hoja de ruta clara para el sector térmico. “Trabajamos fuertemente en el levantamiento y estándar de las instalaciones térmicas en Chile”, sostuvo Bustos.

El Ministerio articula esta línea de trabajo con el sector académico, generando sinergias para fomentar la investigación aplicada. Actualmente, participa como entidad asociada en un proyecto bajo el marco del Fondo de Fomento al Desarrollo Científico y Tecnológico (FONDEF). 

“El Ministerio de Energía es entidad asociada para desarrollar nuevos módulos de sistemas solares térmicos con almacenamiento en la plataforma Explorador Solar, que contiene información pública relevante del sector. Tenemos mucho trabajo con la academia sobre el almacenamiento térmico”, destacó el funcionario. 

Además del enfoque técnico, la estrategia ministerial contempla la transferencia de capacidades institucionales. La idea es que los resultados del estudio se conviertan en lineamientos que habiliten a organismos como la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) a implementar proyectos concretos. 

“Con datos duros, buscamos generar políticas públicas que se traduzcan en presupuesto para transferir capacidades. Mientras que la segunda pata es mantener lazos con la academia y gremios para difundir el área térmica”, afirmó el analista, en alusión a la falta de visibilidad que aún enfrenta este sector respecto a otras tecnologías renovables.

“Si bien ya se desarrollaron varias iniciativas en el ámbito solar térmico, principalmente en el área sanitaria para calentamiento de agua, aún falta mucho más. Pero tenemos una gran oportunidad para desarrollar, generar nuevas normativas y crecer como país”, agregó. 

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Durante la última sesión de directorio, el capítulo local del World Energy Council (WEC Chile) eligió a Javiera Vásquez como nueva Vicepresidenta de la entidad, reconociendo su trayectoria en sostenibilidad, asuntos públicos y rol activo en los desafíos de la transición energética.

Vásquez, embajadora de Women in Energy, es actualmente Gerenta de Asuntos Públicos & ESG en EnfraGen Chile, donde ha impulsado la incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) en proyectos de infraestructura energética con foco en el territorio, las comunidades y el desarrollo local.

Con experiencia en comunicación estratégica y relacionamiento institucional, Javiera ha liderado procesos de posicionamiento que vinculan el negocio con objetivos de largo plazo en sostenibilidad.

Desde WEC Chile destacaron su visión colaborativa y capacidad para articular a distintos actores dentro del sector energético. En esa línea, la nueva vicepresidenta señaló que el rol le plantea una oportunidad relevante, no solo desde lo técnico, sino también desde una mirada más amplia.

“Asumir la Vicepresidencia de WEC Chile es una oportunidad que me inspira profundamente, tanto a nivel profesional como personal. Desde mi rol en EnfraGen y a lo largo de mi carrera, he buscado construir puentes entre la energía, la sostenibilidad y las personas. Hoy, reafirmo mi compromiso con una transición energética justa y con un liderazgo más diverso e inclusivo, aportando en este proceso, no solo desde lo técnico, sino desde una mirada más integral, empática y transformadora”, comentó.

Este nombramiento se enmarca en una etapa clave para WEC Chile y el sector energético nacional, donde avanzar hacia una matriz más limpia requiere también de liderazgos con experiencia, enfoque territorial y compromiso con los procesos de transformación.

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Diversos actores de América Latina participaron en la gira de negocios por Alemania y los Países Bajos. Organizada por el Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp), implementado por GIZ por encargo del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWE), la cual ofreció una intensa plataforma para fortalecer la cooperación entre productores latinoamericanos y actores europeos en los sectores de hidrógeno renovable y Power-to-X (PtX).

El viaje incluyó una agenda de visitas técnicas, diálogos público-privados y sesiones bilaterales de matchmaking. Las delegaciones visitaron sitios industriales como Thyssenkrupp Steel y el Parque Químico de Marl, y participaron en un evento de vinculación en Duisport, que destacó los avances de Alemania en la construcción de una cadena de valor integrada en hidrógeno y PtX, además de explorar oportunidades de colaboración con socios latinoamericanos.

Uno de los hitos clave fue la participación en el evento “Oportunidades de negocio en hidrógeno renovable en América Latina”, realizado durante la World Hydrogen Congress and Exhibición en Róterdam. Este evento fue organizado conjuntamente por las Embajadas del Reino de los Países Bajos en América Latina y su equipo Regional de Desarrollo de Negocios (RBD), el Programa H2Uppp del BMWE y GIZ, con el apoyo de la Agencia Empresarial de los Países Bajos (RVO), Holland House Colombia y las Cámaras de Comercio Alemanas en el Extranjero (AHK).

A lo largo del día, desarrolladoras de proyectos, offtakers, bancos de desarrollo y otras instituciones compartieron experiencias y exploraron oportunidades para escalar el desarrollo del hidrógeno renovable en la región. Se llevaron a cabo más de 150 reuniones de matchmaking entre actores latinoamericanos y europeos, sentando las bases para nuevas asociaciones estratégicas y cooperación tecnológica. 

Un momento destacado fue la firma de un Memorando de Entendimiento entre Hydrogen Europe y LAC Clean Hydrogen Action, que refuerza el compromiso con una colaboración transatlántica más sólida.

El Dr. Christian Storost, jefe de la División Internacional para el Despliegue del Hidrógeno del BMWE, destacó el valor estratégico de estos esfuerzos: “El evento paralelo en Róterdam y la gira han sido una plataforma valiosa para conectar a actores clave del ecosistema del hidrógeno renovable en América Latina y Europa. En BMWE creemos firmemente que la transición energética global no puede tener éxito sin asociaciones internacionales fuertes y estratégicas.

«Alemania ve a América Latina como una región con un enorme potencial para convertirse en un socio confiable en la cadena de suministro de hidrógeno verde, y eventos como este demuestran el compromiso creciente y concreto de gobiernos, industrias y sociedad civil. Seguiremos trabajando activamente —junto a socios como GIZ y nuestras contrapartes en la región— para convertir el diálogo en proyectos, inversión y soluciones tecnológicas que aceleren una economía del hidrógeno sostenible e inclusiva», agregó. 

Por su parte Khrystyna Kasyanova, Business Development Hydrogen de RP Global, comentó: “La gira organizada por GIZ fue un gran espacio de intercambio entre empresas de América Latina y Europa sobre proyectos de hidrógeno verde. Conocimos a colegas con quienes trabajamos en alianzas público-privadas, proveedores de tecnología y equipos, visitamos instalaciones innovadoras de hidrógeno verde en Alemania y tuvimos encuentros muy útiles con otras instituciones públicas y privadas. También tuvimos la oportunidad de participar en el panel sobre hidrógeno renovable y compartir nuestra experiencia aplicando altos estándares ambientales, sociales y de calidad como una vía para superar desafíos en el desarrollo de proyectos”.

En tanto Renato Marques Cabral, gerente de E-Fuels en Eletrobras (CMNSC) ROM Brasil, destacó su impacto: “La gira por Alemania y los Países Bajos, del 18 al 23 de mayo, fue muy importante para Eletrobras, ya que permitió profundizar las discusiones en torno a la cadena de valor de generación y distribución de hidrógeno/PtX. Las visitas a Thyssenkrupp Steel, al Parque Químico de Marl, y la actividad de matchmaking en Duisport demostraron cómo se está construyendo la cadena de uso del hidrógeno verde y PtX, y su potencial de aplicación en Alemania. Las reuniones con socios comerciales potenciales fueron clave para madurar las posibilidades de iniciar la producción de hidrógeno verde y PtX”. 

Finalmente, Andrea Arrobo, Hydrogen Business Manager de TW Solar de Colombia, concluyó: “La experiencia ha sido muy enriquecedora al poder interactuar de cerca con actores europeos relevantes. Pudimos conectar con quienes se encuentran en toda la cadena de valor del hidrógeno, y eso fortalece nuestra visibilidad y capacidad de acción. Ser parte de la delegación de la gira nos permitió replantear nuestra estrategia corporativa para poner los pies sobre la tierra respecto al enorme mercado colombiano, sobre el cual hay que actuar en una primera instancia». 

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Grenergy ha presentado su nuevo Plan Estratégico 2025–2027, que marca un punto de inflexión en su trayectoria al centrar su crecimiento en el modelo híbrido solar + almacenamiento y en el desarrollo de su nueva plataforma de baterías standalone, Greenbox. La compañía será una de las protagonistas de FES Iberia 2025, el principal foro de energía renovable hispanoamericano, donde David Ruiz, presidente ejecutivo de la compañía, compartirá su visión.

El plan contempla una inversión bruta de 3.500 millones de euros, un aumento significativo respecto al plan anterior (2.600 millones), con una clara prioridad por el almacenamiento energético: 2.100 millones de euros se destinarán a sistemas BESS, mientras que 1.200 millones se dirigirán al desarrollo fotovoltaico.

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

Objetivo 2027: 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías netas

La meta es  alcanzar los 2,8 GW en solar fotovoltaica y los 13,8 GWh en baterías, multiplicando por más de tres la capacidad de almacenamiento planteada en su plan anterior (4,1 GWh). En términos brutos, incluyendo activos rotados, los objetivos ascienden a 4,4 GW solares y 18,8 GWh en baterías.

Este viraje estratégico posiciona a Grenergy como una de las empresas más comprometidas con la solución al reto del respaldo flexible y la estabilidad de red en un contexto de creciente electrificación.

Uno de los proyectos claves de la estrategia de hibridación es el parque Escuderos en España que contará con 200 MW fotovoltaicos y 704MWh de almacenamiento. Además de una instalación StandAlone en Oviedo por 600 MWh, cuya construcción comenzará en 2026.

Greenbox: el pilar europeo del almacenamiento

Uno de los grandes anuncios del plan es la creación de Greenbox, la nueva plataforma europea de baterías standalone de Grenergy. Esta unidad ya cuenta con un pipeline de 35 GWh en seis países (España, Alemania, Italia, Reino Unido, Polonia y Rumanía).

El objetivo: alcanzar 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías en operación y construcción para 2027.

Presencia destacada en FES Iberia 2025

Grenergy compartirá estos planes en el marco de FES Iberia 2025, el evento que reunirá el 24 de junio en Madrid a más de 400 líderes del sector energético de Europa y América Latina. La compañía participará en un debate sobre la fotovoltaica como aliada del almacenamiento, aportando su visión como uno de los actores que está marcando el ritmo del cambio.

En un momento de tensión sobre las infraestructuras eléctricas y máxima penetración renovable, Grenergy se presenta como un referente en soluciones BESS, flexibilidad del sistema y desarrollo intercontinental, con presencia consolidada en Chile, Perú, Colombia y México.

Cabe recordar que habrá un panel exclusivo dedicado a las sinergias de Europa con América Latina, donde se abordarán oportunidades de inversión, modelos de colaboración y desafíos regulatorios comunes..

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

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Queda apenas más de una semana para un nuevo webinar exclusivo y gratuito. El próximo jueves 12 de junio, Energía Estratégica Latinoamérica (medio especializado de Strategic Energy Corp) organizará un espacio de diálogo de alto nivel denominado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”.

El encuentro comenzará a las 9 h Colombia / 11 h Argentina y reunirá a compañías clave del sector que analizarán el presente, desarrollo y futuro de la energía solar y su papel para la transición energética regional.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo evolucionan los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se consolidan y las soluciones tecnológicas que marcan tendencia y el pulso del avance del mercado solar.

El primer bloque del webinar se denomina “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, donde se abordará la visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Dicho panel estará integrado por los siguientes líderes de la industria renovable: 

• Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar
• Jorge Ospina, service and product manager Colombia de Solis
• Ángela Castillo, business development director de Black and Veatch
• Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group

Los especialistas compartirán su mirada respecto a cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.

Mientras que el segundo panel de debate de la jornada se titulará “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, que destacará el el avance de las nuevas tecnologías de módulos, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas bajo la lupa de los siguientes referentes: 

• Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan
• Victor Soares, head of LATAM technical team de JA Solar
• Javier Losada, BDM USA & LATAM de Gonvarri Solar Steel
• Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología de 360Energy

También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real, la automatización de procesos para reducir costos operativos, la importancia de la eficiencia en los proyectos, retos, posibilidades y perspectivas en la integración con proyectos tanto utility scale como de generación distribuida.

El webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” se presenta como una conversación clave para acceder a información actualizada, entender hacia dónde va el mercado solar en la región y establecer vínculos con actores relevantes de la industria energética durante un espacio de debate de alto nivel.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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La transformación del mercado solar global avanza con velocidad inusitada. Con una capacidad de producción que ya supera ampliamente la demanda, el sector fotovoltaico enfrenta una nueva etapa marcada por precios cada vez más competitivos. En ese marco, Yingli Solar empieza a priorizar relaciones con clientes a largo plazo.

“Lo que traemos es tecnología, servicio y estabilidad”, manifiesta Luis Contreras, director general para Europa y Latinoamérica de Yingli Solar, durante una entrevista audiovisual en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad global de fabricación de módulos solares alcanzó los 1.100 GW a finales de 2024, mientras que los envíos reales rondaron los 703 GW, según la ITRPV. Este excedente de aproximadamente 400 GW deja en evidencia un desbalance que obliga a los fabricantes a redefinir prioridades y mercados.

“Somos casi más del doble de capacidad de producción entre todos los fabricantes que la demanda global internacional”, indica Contreras. Esta sobreoferta, combinada con restricciones geopolíticas como la exclusión de productos chinos del mercado estadounidense, está provocando una atomización de la oferta hacia otros mercados.

El ejecutivo remarca que esta situación da lugar a una paradoja: si bien puede haber una presión a la baja en precios, también existe una escasez relativa en proyectos fuera de China, debido a la alta demanda doméstica del país asiático, que consume el 50% del mercado global. “China es la locomotora en solar por dos vías: por la demanda de producto y por la cadena de suministro”, señala.

Esto obliga a compañías como Yingli a elegir cuidadosamente con quién trabajar: “Empresas como la nuestra… apuestan por clientes estratégicos a los que acompañar en el largo plazo y a los que poder ofrecer las mejores tecnologías al mejor precio posible, con el mejor servicio y con la mayor estabilidad”.

En la actualidad, la compañía apuesta por tecnología de última generación basada en células n-type TOPCon, que ya domina la cuota global de mercado por sobre las tradicionales PERC p-type. Esta preferencia se alinea con las conclusiones de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), que identificó que las obleas monocristalinas n-type superaron por primera vez a las de p-type, gracias al rendimiento superior de la tecnología TOPCon.

“Se comporta muy bien a las altas temperaturas y también en situaciones de baja irradiación”, resalta Contreras, detallando que Yingli ofrece módulos de hasta 700 Wp para utility scale, así como formatos adaptados a proyectos comerciales y residenciales con potencias entre 450 y 590 Wp.

Pero el diferencial de la compañía no se limita a la innovación tecnológica. “Nosotros lo que buscamos son compañeros de viaje de largo recorrido… y para eso es imprescindible ofrecer servicio tanto en la fase de preventa como en la parte de construcción y postventa”, enfatiza el directivo.

La estrategia comercial de Yingli se basaría de ahora en más en la estabilidad financiera y el compromiso de soporte durante los 30 años que pueden durar sus garantías, lo cual se vuelve cada vez más crítico en un mercado que experimenta bruscas oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos. “Tenemos que estar al lado del cliente durante todo el periodo que duran nuestras garantías”, insiste.

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Pese al marco legal renovado en el sector energético mexicano, las demoras de implementación concreta generan un vacío regulatorio y operativo. La iniciativa privada advierte una parálisis que impide nuevas interconexiones eléctricas y mantiene en suspenso proyectos listos para su operación.

Aldo Díaz Nuño, presidente nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), manifiesta que “la Comisión Nacional de Energía tiene funciones o valores que parece ser, van a ser interesantes en su función de organización y control de la energía”. Sin embargo, advierte que la transición desde la extinta CRE “no ha venido acompañada de la publicación de los manuales ni reglas de operación necesarias”.

Desde el sector fotovoltaico, el panorama inmediato es crítico: todos los contratos de media tensión están detenidos. El motivo, según Díaz Nuño, es que “todo contrato arriba de media tensión no puede ser liberado porque requiere una unidad de inspección y esas unidades dependían totalmente de la CRE, hoy inexistente”. La CNE, creada tras el Decreto del 18 de marzo de 2025 firmado por Claudia Sheinbaum, aún tiene pendiente avanzar con estas definiciones.

En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el referente de CPEF precisa que la situación no se limita al segmento de generación distribuida. “En el mercado de utility, sabemos que en los esquemas legados, cuya operación ya no está vigente bajo autoabasto, no hay cambios ni renovaciones en contratos y la CNE no ha tomado las funciones necesarias para liberar estos contratos”.

La reciente reforma, que dio origen a la nueva CNE como ente técnico y regulador del sector energético, fue introducida luego de una batería de leyes secundarias que reforman desde la Ley del Sector Eléctrico hasta la Ley de Planeación y Transición Energética. Esta transformación otorga al Ejecutivo, a través de la Secretaría de Energía, un rol rector para guiar los cambios, incluyendo la operatividad de la Comisión Nacional de Energía que estará dentro de su órgano de gobierno y en el cual tendrá una participación activa como parte de su Comité Técnico.

Los desafíos históricos también persisten. El presidente de CPEF recuerda que temas como el almacenamiento energético y la energía solar colectiva “quedaron truncos”, a pesar de haber sido impulsados antes del sexenio actual. Asimismo, la NOM de 2018 —que actualiza estándares técnicos— no ha sido autorizada, manteniendo vigente una regulación de 2012 que “está tronada”.

No obstante, Díaz Nuño reconoce avances: “Ahora tenemos todo un respaldo jurídico para sistemas aislados”, destacando que usuarios que antes podían implementar hasta 0.5 MW, ahora podrán llegar a 20 MW. “Ese pequeño cambio de una liberación a la red es fantástico. Lo vemos como algo muy positivo para nosotros”. Aun así, persiste un cuello de botella: las demoras en la burocracia federal.

En este escenario, CPEF impulsa una estrategia de autorregulación, apuntando a elevar los estándares del sector ante la pasividad institucional. “Cada vez vemos más instaladores en el país que llegan sin conocimiento y esto ha generado un incremento como nunca se había visto en instalaciones fallidas”.

Frente a esta situación, la organización ya trabaja en conjunto con la Secretaría de Educación Pública y 17 estados para establecer, por ejemplo, licencias de vendedor fotovoltaico y certificaciones en sistemas aislados, buscando asegurar criterios sostenibles. “Creemos en una autorregulación”, subraya Díaz Nuño.

El Consejo, que hoy reúne a más de 1.150 socios, proyecta asumir un papel clave en el rediseño normativo. “Nosotros podemos desarrollar lo que serán los estándares para el futuro de este país… Ahora requerimos nuevas herramientas, nuevos modelos no sólo comercial sino también ético”, afirma el directivo.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó la conexión e inyección a nuevos proyectos de generación de hasta 5 MW en el Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante circuitos de media tensión.

Se trata de 7 parques fotovoltaicos presentados por las entidades Apex Energy Guatemala, Gravitas Sun Harvest, Luz de la Huerta, Rancho María Solar Power, Solar Power La Gitana y Tikal Energy, este último con dos proyectos.

Las resoluciones fueron emitidas por la CNEE conforme a lo establecido en la Ley General de Electricidad (Decreto 93-96 del Congreso de la República), tras la revisión de los dictámenes técnico y jurídico elaborados por las gerencias de Planificación y Vigilancia de Mercados Eléctricos y Jurídica, respectivamente.

Los proyectos se amparan bajo el régimen de Generación Distribuida Renovable (GDR) y deberán cumplir con las condiciones establecidas en sus respectivas resoluciones, incluyendo aspectos técnicos, de inversión y de coordinación con las empresas distribuidoras correspondientes.

Uno de los proyectos autorizados es el Parque Solar Numa, impulsado por Rancho María Solar Power, que inyectará hasta 4.93 MW a la red de Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA). Esta planta tendrá una capacidad instalada total de 4,928 kW, compuesta por 9,120 paneles solares de 700 W cada uno.

Por su parte, el Proyecto Solar Fotovoltaico Planta de Producción Cuyotenango, promovido por Apex Energy Guatemala, inyectará hasta 1.2 MW a la red de Distribuidora de Electricidad de Occidente (DEOCSA). Esta central contará con una capacidad instalada de 1,400 kW, mediante 3,322 módulos de 600 Wp.

También se encuentra el proyecto La Gitana Solar, a cargo de Solar Power La Gitana, con una potencia de inyección de hasta 4.9 MW en la red de EEGSA. Este parque contará con 9,120 paneles de 700 Wp, sumando una capacidad total de 4,993 kW.

En el caso de Luz de la Huerta, promovido por la sociedad del mismo nombre, se autorizó una inyección de hasta 4.8 MW en la red de Distribuidora de Electricidad de Oriente (DEORSA). Esta planta operará con una capacidad instalada de 4,900 kW, conformada por 9,920 paneles de 630 Wp.

El proyecto Planta Fotovoltaica Gravitas 1, desarrollado por Gravitas Sun Harvest, recibió luz verde para inyectar hasta 5.0 MW también en la red de DEORSA. La planta contará con una potencia instalada de 5,000 kW mediante 10,368 paneles solares de 585 Wp.

Por parte de Tikal Energy, como se anticipó, se aprobaron dos proyectos. El primero es PSF Navarra, que inyectará hasta 4.6 MW en la red de DEOCSA y tendrá una capacidad total de 4,999 kW, conformada por 11,340 paneles de 550 Wp. El segundo, PSF Las Palmas, también inyectará hasta 5.0 MW en la misma red y tendrá una capacidad total idéntica de 4,999 kW con 11,368 paneles solares del mismo tipo.

La CNEE subrayó que las autorizaciones están sujetas a que cada empresa cumpla con los compromisos adquiridos, incluyendo la gestión de permisos, la implementación de inversiones necesarias y la coordinación técnica con las distribuidoras correspondientes.

Estas aprobaciones representan un nuevo avance en la estrategia de diversificación de la matriz energética guatemalteca y ratifican el dinamismo del segmento de generación distribuida renovable, que continúa ganando terreno como una opción competitiva y sostenible en el mercado eléctrico nacional.

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La empresa estatal Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) avanza con determinación en el desarrollo de un proyecto geotérmico en Cerro Blanco, ubicado en Antofagasta de la Sierra, un área estratégica del noroeste argentino. 

Se trata de una apuesta por diversificar la matriz energética con fuentes limpias y aprovechar los recursos del subsuelo para abastecer de energía a la actividad minera de la región.

“Sin energía no hay minería, no hay desarrollo”, sostuvo Natalia Dusso, quien se desempeñó como presidenta de CAMYEN hasta semanas atrás, al explicar el foco estratégico de la empresa sobre esta fuente renovable. 

El proyecto, que podría convertirse en el primer desarrollo geotérmico respaldado por el Consejo Federal de Inversiones (CFI) en Argentina, se encuentra en una etapa inicial clave. Para avanzar en su implementación, CAMYEN firmó un acuerdo con la consultora Proingeo, que también formalizó en marzo un convenio con el CFI para llevar adelante los estudios necesarios.

“Días atrás CAMYEN firmó la primera etapa para que le paguen a la consultora y continuar con todo el desarrollo. Estamos en estos momentos en la etapa incipiente de búsqueda y recopilación de datos y, con ello, viene el diagrama o la planta geofísica para saber a dónde van a avanzar con los 100 puntos en una prospección invasiva”, precisó Dusso. 

“En cinco meses debemos tener la información. El potencial geotérmico está, pero se necesita medir para saber detalladamente”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Según los estudios disponibles, el complejo geotérmico es un reservorio de alta entalpía, con temperaturas superiores a los 100 °C, lo que lo convierte en un sitio comercialmente apto para la generación eléctrica. Las primeras estimaciones indican una capacidad mínima de 14 MW con un 90% de confianza, y un potencial de más de 50 MW con un 50% de probabilidad, lo cual abre un escenario favorable para su futura explotación.

El costo estimado del estudio geotérmico sin esta colaboración superaba los 249.000 dólares, un monto que evidencia la importancia del respaldo financiero institucional para que el proyecto avance en tiempo y forma.

El estudio se compone de seis tareas principales que permitirán construir un modelo geotérmico conceptual sólido. La primera etapa implica la recopilación y análisis de estudios preexistentes en la zona. A esta le sigue la reinterpretación geoquímica y el fortalecimiento del modelo geológico. 

Luego se ejecuta un relevamiento estructural con detección de fracturas, sumado a una prospección magnetotelúrica que permitirá estudiar la conductividad eléctrica de las capas geológicas. El análisis e interpretación de los datos recabados constituirá la quinta tarea, para finalmente integrar todos los elementos en un modelo geotérmico conceptual que sirva como base para la toma de decisiones.

Una vez concluidos los estudios, CAMYEN proyecta avanzar en la búsqueda de un socio estratégico o un inversor internacional que permita llevar a cabo el desarrollo del campo geotérmico. La articulación público-privada será determinante para transformar los resultados técnicos en generación efectiva de energía eléctrica para el sistema.

Otros frentes de energías renovables

La apuesta por Cerro Blanco no es la única línea de acción de CAMYEN en materia de transición energética. La firma estatal también busca avanzar en otros vectores renovables. 

“Estamos trabajando con WindSol, una de las empresas adjudicadas en el MATER”, confirmó Dusso, en alusión al Mercado a Término de Energías Renovables. Aunque los proyectos se encuentran aún en fase de conversaciones, esta iniciativa refleja la voluntad institucional de diversificar su estrategia con tecnologías limpias complementarias a la geotermia.

Así, CAMYEN busca un mayor posicionamiento como actor clave en la convergencia entre minería y energías renovables, con una visión integral que apuesta por el desarrollo local, la independencia energética y la atracción de inversión para transformar los recursos naturales en oportunidades sostenibles.

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 Comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellanada, ubicado en la localidad de Olavarría, los componentes de los aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.  

El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada  delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio empezó recientemente, con  arribos nuevos todas las semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar  con la etapa de montajes. La logística de transporte no implica cortes de ruta o accesos, y se  realiza con todos los permisos correspondientes para circular, otorgados por Vialidad Nacional  y/o Vialidad Provincial.  

El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente,  marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad  de cada industria. De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9  aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al  autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de  Energías Renovables.  

Características de cada aerogenerador: 

• Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.  
• Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar  a la altura de tres Obeliscos.  
• Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores  del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz. 
• Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.

Parque Eólico CASA 

• Generará 63 MW de potencia de fuente renovable. 
• Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos. 
• Superficie: 450 hectáreas.
• Factor de capacidad: 47.2%.
• Energía generada: 260.487 MWh/año.
• Inversión: más de USD 80 millones.
• Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.

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El Gobierno de Argentina no proyecta actualizar la Ley N° 27191, la norma que establece que al 31 de diciembre de 2025 las energías renovables deben alcanzar una participación de, al menos, 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. 

El secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que los actores de diversas entidades de la industria energética no reclaman nuevos incentivos, sino certeza regulatoria, estabilidad normativa y macroeconómica. 

“La ley de energías renovables ha sido muy exitosa y ha permitido que las renovables representen cerca del objetivo previsto del 20%. Sin embargo, cuando hablamos con players del sector sobre cómo seguir, no nos piden incrementar el objetivo ni beneficios fiscales, sino que solicitan seguridad jurídica, estar seguros que no cambien las reglas bajo las cuales invirtieron”, expresó. 

Los datos oficiales muestran que en 2024 el promedio anual de abastecimiento de la demanda eléctrica con fuentes renovables fue del 16,5%, incluso por debajo del mínimo esperado para fines de 2023. 

Es decir que, a pesar de algunos picos superiores al 20% en los últimos meses del año, los objetivos aún no se han alcanzado. Aun así, el Ejecutivo considera que la mejor manera de atraer inversión no es con una nueva ley, sino cumpliendo la vigente.

“Desde el Gobierno creemos que debemos generar condiciones para que el sector privado pueda desarrollar las oportunidades y los recursos”, remarcó el funcionario durante un evento organizado por el gobierno de Chubut.

La estrategia oficial pasa por fortalecer la institucionalidad legal antes que modificarla, a fin de que la seguridad jurídica se gane en el tiempo cumpliendo las leyes. 

“Vemos con satisfacción la inflación en los niveles que está y que seguirá bajando, un tipo de cambio estable, riesgo país en mínimos que no veíamos hace años, la vuelta del crédito. Además, el sector energético privado es muy pujante y con las condiciones apropiadas, seguirá invirtiendo y creciendo”, confió el secretario, que remarcó la importancia de garantizar previsibilidad como condición para el desarrollo.

Un nuevo ciclo de inversiones: hidroeléctricas y transmisión

Más allá que González no ve claro la actualización de los objetivos de la ley N° 27191, el Gobierno avanza en iniciativas concretas que apuntan a dinamizar la inversión. “En pocos días lanzaremos la licitación para la concesión de cuatro centrales hidroeléctricas en Comahue, cuya concesión venció en 2024”, anticipó González.

A eso se suma un plan de inversiones en 16 obras prioritarias de transmisión eléctrica en 132 y 500 kV, que suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión. 

Las mismas serán llevadas adelante por el sector privado a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El primer proyecto será AMBA I, al que seguirán nuevas etapas. “Vemos que el sector privado reacciona y lo veremos en transmisión eléctrica, también cuando privaticemos Transener y en la licitación de las centrales hidroeléctricas”, concluyó el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación

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Junio inició con el primer Proceso Electoral del Poder Judicial de la Federación (PEEPJF) 2024-2025. Se sometieron a votación 881 cargos judiciales federales, 389 juezas y jueces de distrito, además de ministros y magistraturas.

Pero lejos de fortalecer la institucionalidad, el evento encendió nuevas alarmas entre participantes del sector energético. Carlos Flores, analista del mercado, lo resumió así: “Nada de la elección judicial, nada de la reforma del Poder Judicial, beneficia o motiva a que las inversiones lleguen al país”.

Según los datos preliminares, apenas un 12% del padrón participó, y dentro de ese porcentaje, un 20% anuló su voto como rechazo al proceso. “Estamos hablando que en realidad es algo así como un 7 u 8% del porcentaje de los ciudadanos que realmente participaron en este proceso”, puntualizó Flores.

Para él, estos datos evidencian la desconexión entre el gobierno y su base, en contraste con la narrativa oficial de gozar de una aceptación del 80-85%: “Fue un fracaso para el gobierno federal, fue un fracaso para el partido en el poder, para Morena, por la muy, muy baja participación que tuvo este proceso”.

Más allá de lo electoral, lo que preocupa a los jugadores del sector eléctrico es el impacto que la reforma judicial podría tener sobre la certidumbre jurídica en los negocios. “Lo verdaderamente importante es el efecto que esa reforma al Poder Judicial ha tenido y tendrá en las inversiones en general, afectando por supuesto también a las inversiones en el sector de energía”, advirtió Flores.

En este escenario, incluso en medio del impulso que ofrecía el nearshoring, México no solo no está atrayendo más capital, sino que comienza a perderlo. “Hasta ahora ha habido algunos anuncios de empresas que están retirando sus capitales del país […] no sólo no estamos atrayendo inversiones, sino que además se están yendo del país”, alertó.

A esto se suma el temor creciente de que el Poder Judicial se convierta en una extensión del Ejecutivo, debilitado tanto en independencia como en capacidad técnica. “Un Poder Judicial al servicio del gobierno, un Poder Judicial disminuido en sus capacidades y un Poder Judicial posiblemente, reitero, posiblemente invadido por personas alineadas con el narcotráfico, pues es uno de esos riesgos y tal vez uno de los más grandes”, enfatizó.

Aunque la nueva legislación en materia energética no es tan agresiva como lo fue la reforma eléctrica propuesta por el presidente López Obrador, Flores señala que “todavía falta mucha regulación secundaria”, y que existen deficiencias estructurales que entorpecen la instalación de nuevos proyectos: inseguridad, falta de servicios públicos clave como agua o gas, e incertidumbre en el suministro eléctrico.

El resultado es una caída sostenida en la confianza inversora. “Han sido muy, muy pocas las empresas que han decidido invertir en este país. Y lo que quiero decir es que lo que podemos esperar en adelante es eso mismo”, concluyó el analista.

En cuanto a la resolución de controversias, las vías tradicionales mexicanas como el juicio de amparo ya no generan confianza. “Hubo pocas [empresas] que se fueron a esa segunda instancia [internacional]. Todas resolvieron o intentaron resolver por la vía de juicio de amparo”, dijo Flores en referencia a la búsqueda de resoluciones de problemáticas en el último sexenio. Sin embargo, con la implementación de la reforma judicial “lo que podemos esperar es que un mayor porcentaje de las empresas se vaya directo a litigios internacionales para intentar resolver sus problemáticas en el país”.

Una de las consecuencias más visibles de esta pérdida de confianza es la parálisis en decisiones de inversión, o directamente, la salida del país de algunos actores. “Lo que espero es que por unos meses más, mientras termine de conocerse la regulación […] por ese periodo las empresas continuarán a la expectativa. Después ya tomarán sus decisiones. Habrá algunas que decidan participar, habrá algunas otras que decidan irse, lo cual pues tiene todo el sentido, ¿no?”, argumentó.

La lógica de inversión, explicó Flores, se impone a la narrativa oficial. “Cuando tú tienes un presupuesto, digamos, global para invertir en energía […] si puedes decidir invertir en México o invertir en Alemania, Australia, Japón, Brasil, pues ¿por qué lo harías en México, con todos esos riesgos de los que ya hablábamos?”

No obstante, el panorama no es enteramente desalentador. Existen algunos resquicios regulatorios en los que aún puede haber oportunidades para inversionistas privados. En particular, Flores ve potencial en esquemas de menor escala: “A mí particularmente me gusta el nuevo esquema de autoabasto, que ahora se llama de autoconsumo […] y hay un camino específico para proyectos de menos de 20 megawatts, que puede funcionar”.

También hay dudas sobre la viabilidad del suministro calificado, pero en ese frente, dijo, “no está muy claro qué tanto se va a impedir o facilitar que las empresas se inviertan ahí”.

En contraste, los esquemas de coinversión con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) despiertan más cautela que entusiasmo. “Nadie debería querer tener a un socio comercial, mayoritario además, […] con los grandes riesgos de corrupción, con los grandes riesgos de ineficiencia que pudiera tener ese socio”.

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ZN Shine apuesta por alinearse a las tendencias globales mientras se mantienen a la vanguardia tecnológica con productos de alta durabilidad y rendimiento. Sus módulos con vidrio de grafeno y marcos de poliuretano marcan un gran diferencial entre la oferta disponible en el mercado.

“Definitivamente el mercado se está moviendo muchísimo a todo lo que es tecnologías TopCon, todos los fabricantes estamos volcados a TopCon y estamos empezando a trabajar en la tecnología HJT”, manifestó Marisol Neira, quien fue LatAm Key Account Director de ZN Shine.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la portavoz de la empresa al momento de la entrevista destacó que la tecnología HJT, si bien ya fue explorada por algunas marcas, inicia una fase donde comenzará a masificarse como una opción competitiva.

Este cambio tecnológico responde a una transformación profunda en el mercado global. Según la 16.ª edición de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), en 2024 se alcanzó un récord de 703 GW en envíos de energía solar fotovoltaica, dominando el silicio cristalino con el 98 % de la cuota de mercado. Dentro de este segmento, las obleas de silicio monocristalino tipo n Cz-Si han superado a las de tipo p, impulsadas por la expansión de la tecnología TopCon, que por primera vez desplazó a PERC como líder del mercado.

En este contexto, ZN Shine se distingue por mantener el foco en la innovación. “Seguimos trabajando muchísimo con lo que es el vidrio de grafeno, que es nuestra característica principal y lo que ha hecho que nosotros marquemos diferencia en el mercado”, explicó Neira, quien además confirmó el avance en eficiencia y potencia de los módulos, especialmente aquellos que emplean celdas de 182 y 210 milímetros.

Neira también reveló una de las principales ventajas de la compañía en la región: la disponibilidad inmediata de productos. “Estamos entregando proyectos hasta de 50 MW en un mes. Entonces la disponibilidad es excelente”, resaltó.

Los módulos de ZN Shine han demostrado su gran desempeño en una de las regiones más sensibles al entorno como Centroamérica y el Caribe, con zonas expuestas a huracanes, alta humedad y salinidad. Frente a estas condiciones, Neira subrayó la relevancia de sus innovaciones estructurales. “Sacamos ahorita un marco de poliuretano que tiene muchísima más resistencia a la corrosión. Todos nuestros módulos son doble vidrio, lo que hace que la humedad no los afecte tanto como cuando tienes un módulo con un backsheet de EVA”, detalló.

En República Dominicana, un mercado en plena expansión, los productos de ZN Shine encuentran especial receptividad. La empresa identifica oportunidades en el segmento de generación distribuida, donde su propuesta de módulos resistentes al clima extremo resulta especialmente atractiva para los desarrolladores locales.

El avance en proyectos utility también ha sido clave para los resultados regionales. Según Neira, el año pasado la compañía alcanzó las metas comerciales previstas, e incluso superó los objetivos para 2025. “Estamos ya entregando proyectos a nivel de utility, que también es algo que nos satisface muchísimo. Nosotros veníamos muy fuertes en generación distribuida, sin dejarla a un lado, pero estos proyectos utility están haciendo que cumplamos la meta de manera muy satisfactoria”, destacó.

Este desempeño refuerza la estrategia de ZN Shine, que en entrevistas previas ha enfatizado su orientación hacia la reducción del CAPEX y OPEX de los proyectos fotovoltaicos en la región. Con soluciones que mejoran la resistencia ambiental, incrementan la eficiencia operativa y aseguran tiempos ágiles de entrega, la compañía se posiciona como un socio clave para desarrolladores de proyectos solares.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó una propuesta de “Norma Técnica de Conexión y Operación de Centrales Generadoras en Redes de Distribución de Media Tensión”.

La iniciativa busca cubrir un vacío normativo en el segmento de generación distribuida que hasta el momento sólo contempla la generación de usuarios autoproductores y no incluye la modalidad de centrales de empresas generadoras.

En concreto, se plantea clasificar a las Centrales Generadoras conectadas en redes de distribución de media tensión en tres tipos según su impacto en la calidad, seguridad y desempeño del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

• Centrales Generadoras tipo A: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW. Se exceptúan aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN, así como las que califiquen como CGMI.
• Centrales Generadoras tipo B: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada mayor a 5 MW. Se incluyen también aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN.
• Centrales Generadoras de Mínimo Impacto (CGMI): Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 1 MW y que cumplan con los criterios indicados en el Título III.

A partir de su clasificación, a cada tipo de central se le requerirá para su conexión un determinado procedimiento, análisis eléctrico y requisitos técnicos, así como condiciones para la coordinación de su despacho y mantenimiento.

Por ejemplo, se establecería que cada generadora determine e informe la potencia promedio que prevén inyectar en cada intervalo de operación o presentar los programas de generación previstos para el día siguiente, dependiendo cada caso.

Pero aquello estará sometido a verificación, aprobación o modificación por parte de las empresas distribuidoras, en función de restricciones técnicas o normas de calidad aplicables a la red de distribución.

En el orden de 70 centrales generadoras conectadas a redes de distribución del SIN deberán adecuarse a la nueva normativa técnica específica. Tendrán un plazo de un año luego de la entrada en vigor, para dar cumplimiento a lo establecido.

Mediante la Consulta Pública CREE-CP-06-2025, el organismo regulador recibirá posiciones y sugerencias hasta el viernes 27 de junio de 2025. Los comentarios deberán ser ingresados a través de la plataforma: https://bit.ly/CREE-CP-06-2025

Ahora bien, información adicional sobre el proceso y bases de la normativa puede ser obtenida por las partes interesadas remitiendo su solicitud de aclaración al correo electrónico: consultapublica@cree.gob.hn

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MOVEY da un paso clave en su consolidación dentro del sector de energías renovables con el inicio del montaje de nueve aerogeneradores Nordex Delta4000 6.X en el parque eólico CASA, ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires. 

Cada torre alcanzará los 119 metros de altura bajo buje y aportará hasta 7 MW de capacidad, lo que se traduce en 63 MW de potencia renovable para el sistema energético argentino.

“MOVEY es un proyecto hecho realidad. Empezamos hace más de dos años como un emprendimiento de Menara Construcciones para ofrecer un servicio local al tecnólogo”, manifestó Hermas Culzoni, gerente general de Menara Construcciones y CEO de MOVEY, en diálogo con Energía Estratégica. 

El ejecutivo destaca que el proyecto CASA representa el primer gran desafío de la compañía, con todos los equipos radicados en Olavarría y listos para iniciar el trabajo de montaje.

“”Nos convencimos en su momento que teníamos la fortaleza necesaria para  afrontar  un contrato de esta magnitud.  El objetivo, a partir de este proyecto, es crecer con nuevos desafíos”, complementó Oscar Balestro, director de MOVEY y presidente de EEDSA. 

El cronograma del parque CASA contempla el arribo progresivo de componentes y su instalación secuencial en las plataformas designadas. “Tenemos prácticamente 16 semanas para instalar y dejar listos mecánicamente cada uno de los nueve aerogeneradores”, indica Culzoni. 

El proceso completo, desde la instalación de los obradores hasta el retiro del sitio, demandará hasta septiembre; mientras que la labor incluirá el armado de torres, instalación interna y la conexión en media tensión de cada unidad.

“Este es un proyecto muy bien estructurado en obra civil e infraestructura, lo cual permitirá concluirlo en forma óptima.  Contando con el conocimiento de la industria y las exigencias de la misma, para estar a la altura de un contrato de este tipo, demuestra el trabajo que hemos hecho durante estos dos años”, enfatizó el Oscar Balestro 

“El Proyecto CASA es nuestro punto de partida para consolidarnos en el mercado logrando solidez para nuevos contratos, hoy nuestro focus prioritario es la puesta en marcha del parque eólico”, agregó Culzoni. 

Proyección regional de MOVEY

Con este proyecto como punto de partida, MOVEY proyecta una expansión más allá del mercado argentino, actualmente cotizando servicios para parques tanto a nivel local como en Chile, Perú, Colombia y México, a fin de convertirse en una empresa de alcance regional en el montaje de aerogeneradores y servicios asociados.

La firma también planea diversificar su portafolio hacia operación y mantenimiento (O&M), ampliando su propuesta de valor más allá de la instalación. Esta estrategia busca dotar de mayor solidez a la estructura de MOVEY asegurando continuidad operativa tras la finalización del proyecto CASA en septiembre de 2025.

Para ello, MOVEY ha apostado a conformar una estructura sólida con recursos humanos calificados, en permanente entrenamiento y actualización tecnológica y alianzas estratégicas. “Queremos formar nuestro equipo con técnicos altamente capacitados y estamos en permanente búsqueda de nuevos colaboradores para complementar los equipos”, señaló Culzoni, al tiempo que destacó la colaboración y acuerdos estratégicos con empresas de probada trayectoria regional, para prestar servicios de instalación, puesta en marcha y O&M en LATAM. 

MOVEY se preparó anticipadamente para afrontar este desafío. La experiencia acumulada en los últimos años, el conocimiento del sector y el respaldo de Menara Construcciones —una empresa con más de 60 años de trayectoria en obras civiles para la industria y agroindustria— fueron y serán clave para posicionarse como un jugador confiable en el montaje de infraestructura renovable.

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Core Alliance Inc, firma de consultoría especializada en regulación, cumplimiento, sostenibilidad y gestión de riesgos en sectores altamente regulados, inicia sus operaciones en Panamá, Costa Rica y República Dominicana. 

De estos países, la decisión de Panamá de avanzar con licitaciones que privilegien energías renovables está empezando a captar el interés de inversionistas, además de marcar un paso importante hacia una matriz energética más diversificada, resiliente y descarbonizada, de acuerdo con la consultora. 

“Este enfoque implica que los oferentes deberán demostrar no solo capacidad técnica, sino profundo conocimiento del entorno normativo, permisos ambientales, condiciones de despacho y riesgos regulatorios asociados a cada tecnología”, apuntó William Villalobos, presidente y socio fundador de Core Alliance Inc. 

Los pliegos de esta licitación pública de largo plazo se darían a conocer durante este año 2025. Hasta tanto, la Secretaría Nacional de Energía anticipó que en esta primera convocatoria, en la que se competirá por contratos de hasta 180 meses, tendrá un precio máximo de $97.50 MWh y priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

En atención a aquello, la firma, que está integrada por un equipo multidisciplinario de expertos con trayectoria comprobada en el sector, se posiciona como aliado estratégico para acompañar en la estructuración, implementación y defensa regulatoria de proyectos energéticos que participen de este tipo de convocatorias que no sólo iniciarían este año en Panamá, también hay certeza de procesos ya abiertos o por abrir en Guatemala, Honduras y República Dominicana.  

“Acompañamos a los potenciales oferentes en la revisión crítica de los pliegos y documentos base, garantizando cumplimiento, competitividad y mitigación de riesgos; diseño y estructuración de consorcios, incluyendo cláusulas de distribución de riesgos regulatorios; gestión de permisos, evaluación de puntos de interconexión, trámites regulatorios y cumplimiento con criterios locales; negociación estratégica con actores clave, tanto técnicos como institucionales”, enumeró Willalobos.

Su experiencia previa en procesos similares en países como Costa Rica, Guatemala, México, y República Dominicana permitiría a esta firma anticipar obstáculos y acelerar procesos. 

“Hemos acompañado a clientes en la adjudicación de contratos PPA, procesos de conexión a red, reestructuración regulatoria y resolución de controversias. En cada caso, nuestro aporte ha sido clave para cerrar exitosamente las etapas críticas de los proyectos relevantes a nuestros clientes”, aseguró el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc.

El equipo de Core Alliance Inc. acumula conocimiento que además le permite realizar monitoreo técnico-jurídico permanente de las publicaciones de ETESA, ASEP y del Ejecutivo panameño; simulación de escenarios de adjudicación y modelación de riesgos normativos por tecnología; y, estrategias de entrada al mercado para oferentes internacionales, ajustadas a las condiciones del país, sus reglas de conexión, cronogramas regulatorios y contexto político-económico.

Aquello no es menor, ya que además de estar en la antesala del lanzamiento de esta licitación de largo plazo que priorizará hidro y eólica, Panamá tiene prevista una reforma a la Ley 6 que podrá cambiar las reglas del juego en el sector eléctrico. 

“Los procesos de reforma legislativa generan una dualidad para el sector: por un lado, representan una oportunidad para modernizar y alinear los marcos normativos con los objetivos de transición energética; por otro, si no se gestionan adecuadamente, pueden convertirse en focos de incertidumbre jurídica, desaliento a la inversión y freno a la ejecución de proyectos”, advirtió William Villalobos.

Según comentó el abogado y consultor a Energía Estratégica, el riesgo principal para los inversionistas es que se alteren elementos estructurales del sector -como reglas de remuneración, despacho, conexión o incentivos- sin un régimen de transición claro ni garantías de estabilidad regulatoria. 

¿Cómo podría impactar a los oferentes de la licitación? De acuerdo con Villalobos, “puede afectar la bancabilidad de los proyectos, los flujos previstos por los desarrolladores y, eventualmente, abrir espacio a disputas contractuales o arbitrajes internacionales”.

Con base en ello, sus recomendaciones para el caso de Panamá son:

1. Separar los tiempos de la licitación y la reforma legislativa, o bien aplicar reglas transitorias robustas que protejan la estabilidad de los proyectos adjudicados.
2. Incluir mecanismos contractuales de estabilidad regulatoria o cláusulas de ajuste que protejan la expectativa legítima de los oferentes y financistas.
3. Fortalecer la independencia técnica de la ASEP y de los órganos encargados de aplicar las normas durante el proceso de reforma.
4. Establecer mesas técnicas de consulta y participación real con el sector privado, banca multilateral y desarrolladores.

Desde su óptica, Panamá ya es y continúa posicionándose como el hub energético de la región, con un clima de seguridad a la inversiones y con una visión clara de política pública y estabilidad regulatoria de cara a los cambios que estamos viendo producto de la transición energética y la convergencia regulatoria entre sectores. 

Sin embargo, en entrevista con este medio, subrayó como oportuno recordar que, la credibilidad del país como destino de inversión depende no solo de su recurso natural o demanda energética, sino de la consistencia institucional y previsibilidad jurídica. “La reforma debe fortalecer esa confianza, no debilitarla”, consideró.

Como abogado experto en regulación y miembro del Panel de Expertos de la CRIE, así como expresidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc ha tenido la oportunidad de analizar reformas normativas en múltiples jurisdicciones. 

“Fundé Core Alliance después de haber liderado por más de una década procesos complejos en el sector energético, incluyendo negociaciones de PPAs, reformas regulatorias, revisiones de esquemas tarifarios y análisis mercado energéticos”, amplió William Villalobos.

Visto aquello, su expertise podrá ser aprovechada no sólo por empresas, sino también por la banca, organismos multilaterales, así como gobiernos en Centroamérica, que transiten esta época marcada por la llegada de licitaciones clave para el fortalecimiento de sistemas eléctricos locales y regionales. 

Desde Core Alliance además brindan:

• Asesoría regulatoria integral para actores del mercado eléctrico: generadores, transmisores, distribuidores, grandes consumidores e inversionistas.
• Estructuración legal y comercial de proyectos de energía renovable, incluyendo contratos PPA, BEES, mecanismos de financiamiento y participación en subastas.
• Due diligence regulatorios y normativos, especialmente útiles para fondos de inversión, bancos multilaterales y actores nuevos en la región.
• Diseño de estrategias de participación en licitaciones públicas y privadas, desde el análisis de bases hasta el cierre contractual.
• Gestión de riesgos regulatorios, reformas normativas y resolución de disputas, con enfoque preventivo y de alineamiento estratégico.

Su diferencial es que no solo interpreta la regulación, sino que busca transformarla en ventajas competitivas reales para sus clientes, con un enfoque regional, técnico y ejecutable.

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El viernes pasado en la comuna San Antonio, la seremi de Energía, Anastassia Ottone, se reunió con el alcalde a la Ilustre Municipalidad de San Antonio, Omar Vera, la diputada Camila Rojas, la Delegada Provincial Presidencial, Carolina Quinteros y sus equipos, para profundizar respecto de la adjudicación del concurso Parque Solar Comunitario, el cual busca reducir los costos de energía eléctrica para familias vulnerables mediante sistemas de generación fotovoltaica para el autoconsumo.

El concurso, impulsado por el Ministerio de Energía y ejecutado por la Agencia de Sostenibilidad Energética, beneficia a tres comunas en la región de Valparaíso: Calle Larga, La Calera y San Antonio. Su objetivo es agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta, desarrollados a través de las municipalidades. Esto permitirá que las comunidades beneficiadas reciban descuentos en sus cuentas de electricidad mediante la inyección de energía renovable a la red, especialmente en un contexto de alza de los precios de la energía.

En la reunión, la Seremi de Energía, Anastassia Ottone, destacó el entusiasmo por esta convocatoria y el esfuerzo de los municipios de la región por participar. “Esta es una iniciativa muy importante. Fueron tres los municipios seleccionados para desarrollar la prefactibilidad de tener un Parque Solar Comunitario. Esperamos que las iniciativas se concreten cuanto antes y que las personas puedan ver reflejados los descuentos en sus cuentas de luz. Agradecemos a los equipos municipales por su participación en esta iniciativa del Ministerio de Energía”, afirmó Ottone.

Por su parte, el alcalde de San Antonio, Omar Vera, aseguró que “el municipio de San Antonio está aprovechando las oportunidades y líneas de trabajo de los distintos ministerios para implementar proyectos y recursos que beneficien a nuestra comunidad. A través del Ministerio de Energía, postulamos esta planta de paneles fotovoltaicos comunitarios, que permitirá reducir los costos de energía eléctrica para aproximadamente 250 familias. Este proceso de postulación incluirá la verificación de la situación social de las familias beneficiarias. Estamos muy contentos de ser una de las tres comunas beneficiadas y continuaremos buscando nuevas alternativas para reducir los costos en nuestra comunidad”.

La diputada Camila Rojas también respaldó la iniciativa, indicando que “lo importante de este Parque Solar Comunitario es que beneficiará directamente a las familias. Se estima que podrían ser hasta 300 familias beneficiarias. Ya hemos visto experiencias exitosas, como en Talagante, donde algunas familias llegaron a tener un costo cero en sus cuentas de luz. Es una excelente noticia para nuestras familias, y felicitamos a los equipos municipales que realizaron la postulación”.

Finalmente, la Delegada Quinteros resaltó la inversión pública que implica esta iniciativa, afirmando que “este proyecto, tal como lo ha mandatado el presidente Gabriel Boric, pone a las familias en el centro. La creación de un parque solar comunitario y su posterior implementación llevará a la disminución de los costos de electricidad para las familias que más lo necesitan. Esperamos que este municipio, al igual que otros, postule a este tipo de concursos para beneficiar a su comunidad”.

Cabe destacar que este concurso se inspira en el modelo de la comuna de Talagante, que ya cuenta con una planta en fase piloto. En Talagante, un sistema fotovoltaico de 300 kWp instalado en un terreno público permite que los vecinos de la Villa Los Lagos accedan a descuentos anuales de aproximadamente $200,000 en sus cuentas de electricidad. Se estima que este proyecto reducirá el consumo energético en 0.4 GWh al año, lo que representa un ahorro total de $50 millones anuales para la comunidad beneficiaria.

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Queda menos de un mes para la tercera edición de Future Energy Summit (FES) Iberia, el evento que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.

Latinoamérica estará representada por una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en lo que será un espacio clave para analizar las estrategias y objetivos de transición hacia fuentes renovables en un contexto de expansión sectorial.

Guatemala dirá presente a través de Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas del país, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. 

Participación que se dará en un momento clave ya que Guatemala recientemente lanzó las licitaciones PEG-5 (Plan de Expansión de Generación) y PET-3 (Plan de Expansión del Sistema de Transporte), el proceso competitivo más ambicioso de los últimos años y por las que se esperan inversiones mayores a USD 5000 millones para la incorporación de tecnologías limpias bajo contratos a 15 años.

Incluso, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ministro Ventura reconoció que la licitación PEG-5 resulta clave para la transición energética, ya que se espera la contratación de hasta 1400 MW de potencia, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.

Entradas ya disponibles en el sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Por su parte, República Dominicana también estará representada en FES Iberia 2025 ya que asistirá Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía, quien a principios de abril expuso durante el desayuno de Networking VIP de FES Caribe 2025 y anticipó cómo será la nueva licitación de renovables y almacenamiento.

Dicha convocatoria tendrá a las principales distribuidoras eléctricas como off-taker y promete llevarse a cabo este año 2025 para que se lleven adelante proyectos de generación renovable que incluyan sistemas de baterías a precios competitivos. 

Los líderes que en abril participaron en el encuentro de Future Energy Summit y que harán lo propio el próximo 24 de junio en FES Iberia, disertarán en el panel de debate dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y dominicano las oportunidades concretas que se abren para inversionistas.

Además, el evento reunirá a más de 400 ejecutivos de alto nivel del sector público y privado en un entorno de networking activo con referentes que están transformando la matriz energética ibérica, entre los que resaltan los siguientes speakers ya confirmados: 

• Julio Castro – CEO – Iberdrola Renovables
• David Ruiz – Presidente Ejecutivo – Grenergy
• Enrique Riquelme –  CEO –  Cox Energy
• Rocío Sicre – Directora General España – EDP Renewables
• Carlos Píñar Celestino – Managing Director – Elmya
• Fernando Cremades – Global Head of Growth – Galp 
• Carolina Nester – Head of Operations Iberia – Sonnedix
• Lucía Dólera – BESS BDM Europe – Jinko Solar
• Alvaro Pérez de Lema de la Mata – CEO – Saeta Yield
• Luis Alvargonzález – Country Manager España – Zelestra
• Robert Navarro – Managing Director & CFO – RWE Renewables Iberia
• Gonzalo Barba – Managing Director –  TotalEnergies 

Entradas disponibles: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Entre los bloques temáticos destacados, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, como también se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región. 

No deje pasar la oportunidad y asista a FES Iberia, que combinará una jornada repleta de paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.

La entrada FES Iberia 2025: Altos ejecutivos de Latinoamérica destacarán las las oportunidades renovables de la región se publicó primero en Energía Estratégica.

Días atrás, el gobierno argentino lanzó un plan de ampliación de redes de transmisión que contempla 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y prevé una inversión de más de 6000 millones de dólares, que será íntegramente financiada por el sector privado a través de concesiones de obra.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia (la generadora con más capacidad renovable instalada en el país) no fue ajeno a dicho plan durante la inauguración del parque eólico La Elbita, de modo que aseveró que la compañía jugará un papel central en la ampliación de la red y remarcó la importancia de un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de ese tipo de inversiones.

“Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para seguir creciendo en renovables. Vamos a invertir en Salta y Catamarca para expandirnos y darle renovables a la minería; lo mismo haremos en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires si se nos permite, como por ejemplo para destrabar sitios donde hay excelentes recursos”, manifestó. 

“Eso lo podremos hacer como Genneia o con un consorcio de empresas renovables que sabemos que tienen la vocación de hacerlo. Estamos conversando para ello y se podrá empezar en cuanto la regulación esté escrita, cuando se escriban los contratos”, agregó. 

Las obras se solventarán a través del mecanismo de concesión de obra y se remunerarán mediante el pago de una tarifa por parte de los usuarios del servicio público de transporte eléctrico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Y una vez cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el concedente al transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Andrews valoró positivamente el momento en que la Secretaría de Energía de la Nación lanzó el plan, pero consideró que aún resta destrabar aspectos regulatorios fundamentales para que las inversiones se concreten, bajo un marco de credibilidad que incentive la expansión del transporte eléctrico.

Para el CEO de Genneia, existe hoy una ventana de oportunidad derivada del nuevo contexto macroeconómico del país, Pero dejó en claro que eso no es suficiente para que los proyectos avancen, sino que se requiere el esfuerzo de regular una competencia por el mercado y que el usuario final tenga el mejor costo de ese servicio.

“Se necesita regular cómo se accede al sistema, cómo la tarifa que generaría ese nuevo servicio será pagada en el tiempo. Y si se tiene estabilidad a largo plazo y visibilidad, lo que queda es cómo esa tarifa se pasa al usuario final y cómo a una empresa privada le permite financiarlo”, apuntó. 

“Si la regulación está, podría pasar a una licitación en pocos meses, luego comenzaría la construcción de las líneas y en 3 o 4 años se podría tener una expansión de la red de transmisión que no hubo en los últimos 35 años”, subrayó.

Además de las obras de transmisión, la empresa busca estar a la vanguardia con proyectos de baterías, ya sea con sistemas stand alone o híbridos con generación renovable en distintos puntos del país, también con el objetivo de destrabar cuellos de botella con almacenamiento. 

Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. Aunque aún no hay una decisión final, la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 3 de julio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera. 

Un nuevo proyecto en operación

Genneia inauguró oficialmente el parque eólico La Elbita, su octavo proyecto con aerogeneradores en Argentina, el cual cuenta con 162 MW de capacidad instalada tras una inversión cercana a los USD 240 millones y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término (MATER), entre ellos Vista Energy, McCain y Mercedes–Benz. 

De este modo, la compañía suma más de 1700 MW en operación repartidas en 8 centrales eólicas (945 MW) y 7 solares (800 MW) y apunta a expandir su participación renovable en los próximos dos años con un pipeline de 3 GW en carpeta. 

El parque eólico la Elbita se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas V-150, los cuales tienen una altura de 120 metros hasta rotor, palas de 73 m de diámetro y 150 m de rotor. 

El proyecto generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, el presidente César Rossi y el ya mencionado Andrews, además del interventor del ENRE, Osvaldo Rolando, el subsecretario de Energía de Buenos Aires, Gastón Ghioni, y el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, entre otras autoridades y representantes de los accionistas y directivos de la empresa. 

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El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que el gobierno ingresará al Congreso un proyecto de ley para adelantar la meta de descarbonización al 2035 -o antes- y facilitar proyectos de inversión que permitan terminar con las termoeléctricas a carbón.

El mandatario aseguró que la iniciativa llegará al Poder Legislativo durante el segundo semestre del año, es decir que se esperará antes de la elección presidencial para el período 2026-2030 que se realizará en noviembre. 

El objetivo del mencionado proyecto de ley es anticiparse por al menos un lustro a la meta planteada en junio del 2019 por el entonces presidente Sebastián Piñeira, quien en su momento lanzó un plan para lograr una matriz carbono neutral al 2040. 

«Esa meta se ve difícil de cumplir bajo las condiciones actuales, pero con convicción, responsabilidad, recogiendo lo trabajado por gobiernos anteriores, este desafío también abre una oportunidad porque la inversión privada, el desarrollo económico y el cuidado del medio ambiente pueden confluir y no competir», sostuvo Boric durante la Cuenta Pública 2025. 

“Mientras más proyectos de generación limpia y de transmisión de energía logremos aprobar y construir, antes lograremos descarbonizar y a la vez atenuar el alza de tarifas”, agregó. 

Y cabe recordar que, a fines del 2024, el Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública un nuevo plan de descarbonización en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico. 

El plan trazó una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.

Dicho plan también incluyó la identificación de una cartera de “obras estratégicas” de transmisión y servicios complementarios, modificaciones en las licitaciones de suministro y la creación de un mercado de cap and trade, entre otras medidas.

“Con la colaboración de todos los sectores podremos no sólo cumplir la meta del año 2040, sino adelantarla para 2035 o antes, dependiendo de la verificación institucional de las condiciones para ello. Lograremos así consolidar una transición energética inédita a nivel mundial”, subrayó Boric. 

Y de igual manera, destacó que el gobierno se encuentra trabajando para que el país tenga mejor acceso a la energía, con mejor infraestructura y estabilidad del suministro, como por ejemplo con sistemas de almacenamiento, y mitigar las alzas de tarifas energéticas. 

¿Cómo lo observa el sector?

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) ya se posicionó con optimismo sobre la propuesta del gobierno destinada a agilizar las iniciativas de generación, transmisión, almacenamiento y conversión de centrales. 

“Es una medida crucial para crear las condiciones necesarias, para el retiro anticipado de centrales a carbón y la descarbonización del sector eléctrico y para avanzar en la descarbonización de nuestra economía, que actualmente presenta una dependencia del 63% de combustibles fósiles en su consumo energético”, indicó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.

“Para incrementar nuestra ambición en el camino hacia la descarbonización, es esencial establecer las condiciones adecuadas que faciliten la aceleración de inversiones clave en este sector. Esto implica la implementación de regulaciones específicas para la tramitación ambiental y sectorial, al mismo tiempo que se deben asegurar mecanismos que fomenten la estabilidad en las relaciones con las comunidades circundantes”, agregó.

En este contexto, desde el gremio insistieron en la importancia de mantener una colaboración activa y constante entre los sectores público y privado, como también de que se cumplan las condiciones necesarias, respaldadas por los organismos técnicos competentes, como la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional. 

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Risen Energy se posiciona para asumir el nuevo ciclo de expansión renovable en América Latina, donde el almacenamiento ya no es solo un respaldo energético, sino un componente central de las redes eléctricas modernas.

“La apuesta de Risen actual es volverse una empresa más grande, más sólida, con un abanico de productos y servicios más amplio”, manifiesta Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.

En los últimos años, Risen concretó la adquisición de la fabricante de baterías SYL, dando origen a Risen Storage, una unidad que unifica bajo una misma estructura la producción tanto de módulos fotovoltaicos como de sistemas de almacenamiento energético (BESS).

Esta integración no solo refuerza el control sobre la cadena de valor, sino que también permite a la empresa escalar su oferta tecnológica y adaptarse con agilidad a los requerimientos locales.

“Nos hemos integrado ya al 100% en una sola empresa que está con toda la capacidad de manufactura tanto de módulo fotovoltaico como de sistemas de almacenamiento”, detalla Sandoval.

En América Latina, esta estrategia toma una forma concreta: incrementar la presencia local mediante la contratación de personal técnico y comercial en los mercados clave. Sandoval asegura que la naturaleza de los proyectos híbridos, que combinan fotovoltaica con baterías, exige una cercanía operativa y soporte técnico permanente.

“Estamos contratando más gente, incrementando la huella local, no solo porque se requiere para la venta o comercialización, sino porque ya entrando en un negocio de sistemas de almacenamiento tiene que haber una respuesta local mucho más ágil”, afirma la gerente de ventas.

Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Sandoval remarca que el diferencial de la compañía pasa por su enfoque integral. “Nosotros tenemos la capacidad de seguir el proyecto durante toda la vida útil”, asegura, señalando que los sistemas de almacenamiento demandan monitoreo, asistencia y actualizaciones constantes.

“En las baterías sí tienes que hacer un acompañamiento porque la batería va acompañada de un sistema de monitoreo que es muchísimo más complejo de lo que estamos acostumbrados en módulos”, explica. Y completa: “Esto requiere que no vendas y te olvides, sino que vendas y acompañes el proyecto durante toda la vida útil”.

Mercado caribeño: expansión renovable y demanda de soluciones híbridas

El posicionamiento de Risen llega en un contexto de fuerte aceleración de la energía solar con almacenamiento en el Caribe, en particular en República Dominicana, donde se celebró el evento FES Caribe. Allí, el Ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una licitación donde las energías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.

Actualmente, el país cuenta con 2.119 MW de energías renovables instaladas, de los cuales más de la mitad (1.033 MW de capacidad operativa) corresponden a energía solar. El Gobierno proyecta duplicar esta capacidad para 2028, lo que consolida a Dominicana como un polo estratégico para los actores del sector.

De hecho, según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Estas iniciativas suman una potencia estimada de 1.860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento.

Pero el avance no se limita a Dominicana: los países insulares del Caribe están demandando soluciones tecnológicas para servicios de red como regulación de frecuencia, arranque en negro y control de voltaje, que solo sistemas híbridos avanzados pueden garantizar.

Innovación tecnológica y visión de largo plazo

A nivel global, Risen se diferencia por su foco en innovación de producto. La empresa ha avanzado hacia tecnologías como HJT (heterojunction), con mayores eficiencias y menor degradación, además de baterías con ciclos de vida extendidos. Esta evolución le permite ofrecer soluciones competitivas en costos, pero con alto rendimiento técnico, especialmente valoradas en mercados emergentes.

“La tecnología que nosotros tenemos disponible actual es un escalón arriba del común denominador de la tecnología disponible”, describe Sandoval. Y puntualiza: “En ese sentido estamos dos a tres años adelantados al resto de otras tecnologías disponible en el mercado”.

La compañía, con 39 años como empresa constituida y más de 20 dedicándose a las energías renovables, pone en juego no solo productos, sino experiencia. Su propuesta, aseguran, se orienta a combinar tecnología de punta con acompañamiento técnico, en una relación de largo plazo con sus clientes.

“Nuestra apuesta es 100% tecnología al mejor costo”, concluye la Senior Sales Manager de Risen.

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TCL SunPower Global se complace en anunciar la celebración de su seminario técnico gratuito enfocado en el diseño, instalación, operación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas comerciales e industriales (C&I), que tendrá lugar el próximo miércoles 5 de junio en el Colegio Oficial de Arquitectos de Madrid (COAM), de 9:30 a 18:00 h.

Entre los ponentes más esperados del evento se encuentra Alex Fuentes, Ingeniero de Aplicaciones en S-5!, empresa líder internacional en soluciones de fijación para sistemas fotovoltaicos sobre techos metálicos. Fuentes ofrecerá una visión técnica especializada sobre la integración estructural de sistemas solares en cubiertas metálicas, poniendo el foco en la seguridad, eficiencia y durabilidad de estas instalaciones, aspectos cada vez más relevantes en el desarrollo de proyectos solares comerciales e industriales.

“La intervención de S-5! cobra especial relevancia en un contexto donde la seguridad estructural en instalaciones fotovoltaicas se posicionan como prioridades del sector», dijo Andrea Sanz, Director Nacional de Ventas Iberia de TCL SunPower. Actualmente existe una gran cantidad de marcas de estructura para anclaje solar que no cuentan con las certificaciones necesarias para garantizar la seguridad de los sistemas FV, por lo que se ha vuelto imprescindible contar con soluciones fiables y certificadas para anclar los sistemas FV, como las que ofrece S-5!, con garantía de por vida, para garantizar instalaciones robustas y seguras desde el diseño inicial.

El evento contará con un programa completo de sesiones técnicas impartidas por expertos de primer nivel. Además de la participación de Alex Fuentes, destacan ponentes como Javier Lázaro (APPA Renovables), Antonio Ávila (Cuerpo de Bomberos de Málaga), David Ros y Santiago Miale (Energy Assist), José Luis García (Zurich Resilience Solutions) y Ángel Lezana García (Grupo Álava), entre otros.

Los asistentes podrán profundizar en temas clave del sector fotovoltaico como:

• Casos reales de instalaciones C&I
• Modelos de financiación y reparto de costes
• Integración arquitectónica de sistemas solares
• Evaluación de riesgos, mantenimiento preventivo y termografía
• Prevención de incendios en proyectos FV
• Normativa vigente y ayudas públicas por comunidades autónomas

Inscripción gratuita y plazas limitadas:
La participación en esta jornada es gratuita, pero requiere inscripción previa a través del siguiente enlace: [inscripción gratuita].

Con esta jornada, TCL SunPower Global reafirma su compromiso con la formación técnica y la excelencia profesional, reuniendo a las voces más autorizadas del sector para abordar los retos actuales de la energía solar con soluciones prácticas e innovadoras.

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La firma danesa EMD International, reconocida por sus soluciones informáticas que empoderan a los usuarios para tomar decisiones informadas con confianza en sus proyectos de energía renovable y transición energética, ha dado un paso firme hacia la optimización energética con energyPRO, un software avanzado diseñado para modelar, analizar y optimizar sistemas energéticos complejos.

Presentado recientemente en un webinar para América del Sur por el geólogo Mads V. Sørensen, este programa se perfila como un aliado clave en la transición energética global.

Desde sistemas híbridos que combinan eólica, solar y baterías, hasta estrategias de descarbonización industrial o soluciones Power-to-X (como la producción de hidrógeno o metanol), energyPRO ofrece una plataforma robusta para diseñar, simular y evaluar la viabilidad técnica y financiera de proyectos energéticos.

“El modelo no define qué debe hacer el sistema, sino revela qué puede hacer”, explicó Sørensen, quien lidera capacitaciones y estudios de optimización energética en diversos países. El software no realiza simples simulaciones: resuelve complejos problemas de optimización mediante algoritmos de programación lineal entera mixta (MILP), permitiendo encontrar la operación óptima bajo condiciones económicas, técnicas y ambientales variables.

Entre sus aplicaciones más destacadas se encuentran la planificación de plantas energéticas híbridas y la evaluación del rendimiento energético en diferentes mercados eléctricos. Su interfaz gráfica permite representar visualmente las conexiones entre unidades, mientras que sus potentes herramientas de análisis financiero ayudan a maximizar el retorno de la inversión y minimizar los costos operativos.

Desarrollado bajo una estructura modular, energyPRO se adapta a distintos escenarios: desde la planificación de pequeñas instalaciones hasta complejas configuraciones multi-tecnología a escala industrial. Además, permite exportar informes detallados para facilitar la toma de decisiones entre desarrolladores, entidades financieras y organismos gubernamentales.

Representado en Sudamérica por EMD SUR, con base en Argentina, el software ha sido presentado a empresas del sector energético, consultoras especializadas, universidades y organismos públicos.

Para quienes trabajan en planificación energética, eficiencia operativa o inversiones en energías renovables, energyPRO no solo es una herramienta, sino una plataforma de decisión estratégica alineada con los desafíos actuales de sostenibilidad y rentabilidad.

Contacto prensa:

• EMD SUR, Mathias Thamhain | mth@emd.dk

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El Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) de Alemania puso en marcha un acuerdo de cooperación (PPP) entre la agencia alemana GIZ y ACCIONA Nordex Green Hydrogen (ANGH2), para apoyar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados en el sur de Chile. 

El acuerdo tiene como objetivo impulsar el desarrollo del proyecto Frontera, que ANGH2 planea ejecutar en Tierra del Fuego, en la región de Magallanes, mediante el desarrollo de un marco integral incorporando soluciones óptimas para el transporte de energía, la identificación de oportunidades de economía circular dentro del proceso de producción de amoníaco verde y el fomento de la participación de la comunidad.

Ubicado en la comuna de Primavera, en Tierra del Fuego, el proyecto Frontera considera un parque eólico que alimentará una planta de electrólisis. Además de atraer inversión, esta iniciativa fomentará el empleo, el desarrollo local y la transferencia de tecnología, satisfaciendo a futuro la demanda interna de hidrógeno verde en Chile y la exportación de este vector energético hacia Europa y, particularmente, a Alemania. 

El director de Asesoría Jurídica, Relaciones Institucionales y Asuntos Públicos de ANGH, Fernando V. Beguiristáin, destacó que la colaboración con el Gobierno de Alemania, a través de GIZ y la Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria, ha sido fundamental para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos orgullosos de que nuestro proyecto Frontera haya sido seleccionado para firmar el acuerdo de cooperación con el programa H2Uppp. Valoramos este reconocimiento, que refuerza el rol estratégico de Chile como polo de desarrollo del hidrógeno verde. Gracias a estos mecanismos de cooperación técnica y financiera, hoy es posible acelerar el desarrollo de proyectos sostenibles para seguir construyendo una economía del hidrógeno robusta y alineada con los objetivos globales de descarbonización y desarrollo territorial”, dijo. 

Javier Ortiz de Zúñiga, coordinador del Hub del Programa H2Uppp para América Latina, señaló que “nos alegra acompañar el desarrollo del proyecto Frontera de ANGH2 en el marco de H2Uppp, una iniciativa que refleja el enorme potencial del hidrógeno verde en Chile. Desde GIZ, brindamos un apoyo financiero y acompañamiento técnico especializado que contribuye a fortalecer la viabilidad de estos proyectos, facilitar la articulación con actores clave y asegurar el cumplimiento de estándares internacionales. Con el respaldo del Gobierno Federal de Alemania, seguimos impulsando una economía del hidrógeno robusta, sostenible y conectada con los objetivos globales de descarbonización, al tiempo que promovemos el desarrollo territorial y la cooperación internacional.”

. De este modo, el BMWE fomenta la inversión e impulsa la economía mundial del hidrógeno. Estos proyectos también ofrecen beneficios económicos locales, generando puestos de trabajo, ingresos fiscales y crecimiento empresarial a través de la producción, uso y comercio de hidrógeno verde y sus derivados. Con esta iniciativa, el BMWE contribuye a satisfacer la futura demanda de hidrógeno verde en Alemania y Europa, al tiempo que posibilita una valiosa transferencia de tecnología.

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La República Dominicana no solo se alinea con las tendencias globales de transición energética con energías renovables, está construyendo un camino propio con orden institucional, apertura al sector privado y visión estratégica a largo plazo.

De acuerdo con Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) las bases están sentadas y con el liderazgo del presidente Luis Abinader avanzan con determinación hacia un futuro energético sostenible, competitivo y resiliente.

En una conversación destacada con Gastón Fenés, CEO y Co-Founder de Strategic Energy Corp y Future Energy Summit, el director ejecutivo de la CNE, ofreció un análisis detallado del presente del país, las proyecciones de oferta y demanda, así como lo que se espera del proceso licitatorio que ya generara expectativas en el sector.

“¡Otro excelente evento de Future Energy Summit! Ojalá siempre República Dominicana sea el foco de atención de este y otros eventos que enaltecen nuestro espíritu por tener una matriz energética más confiable resiliente a muy bajo precio y cónsono con nuestro compromiso medioambiental”, comenzó Verás.

Ese compromiso no es retórico: hoy, cerca del 23% de la energía en el país proviene de fuentes renovables. Según Verás, la cifra no es accidental, sino el fruto de una política pública que cambió el paradigma desde 2020. “A la llegada al gobierno… vimos que existía una falencia en el involucramiento del sector privado en el sector energético”, explicó. El diagnóstico fue claro: el modelo debía evolucionar de una fuerte inversión estatal a un entorno donde el capital privado fuera protagonista, tanto en generación térmica como renovable.

La evidencia está en los números. “33 proyectos renovables han sido integrados ya al sistema eléctrico y están en operación comercial”, dijo Verás. Además, “unos 15 proyectos adicionales avanzan a pasos agigantados en su construcción”, con incentivos fiscales y ejecución concreta. Otros 15 proyectos, añadió, ya fueron concesionados y muchos cuentan con almacenamiento, una condición que empieza a convertirse en estándar. A eso se suman “unos 25 proyectos que están en fase de concesionamiento o de concesión definitiva”.

Este dinamismo, sostuvo el director de la CNE, ha sido acompañado por una política deliberada de “afianzarnos en la planificación energética también apoyado en el sector privado para alcanzar el 30%” de participación renovable. La referencia al Plan Energético Nacional no es casual. “Es como quien dice el programa país”, afirmó Verás, señalando que incluso bancos y multilaterales lo consideran un referente para evaluar proyectos de alto financiamiento.

Durante la entrevista, Verás precisó que el crecimiento del parque energético no responde sólo a metas ambientales. Hay también un componente estructural: el aumento sostenido de la demanda. “La sociedad dominicana está en un tránsito de convertirse en una sociedad de consumo medio”, explicó. Con mayor poder adquisitivo, tecnología más accesible y cambios en el estilo de vida, la demanda crece incluso por encima del PIB. “Eso es demanda, y es demanda de energía”, sintetizó.

Frente a este panorama, la licitación que se avecina genera expectativas tanto en desarrolladores como en las empresas distribuidoras. Verás fue enfático al señalar que “la orden de llamar a una licitación es en base al concepto de compra de energía y no en base al concepto de construcción de un proyecto”. Esto significa que cualquier proponente, con o sin PPA, puede avanzar en su concesión, y que las licitaciones no son excluyentes respecto a otras formas de financiamiento o comercialización.

“No hay prisa con esa licitación”, aclaró. ¿La razón? “El año pasado recibimos 1240 millones de dólares en inversión… este año también vamos a recibir 1000 o un poquito más”, como resultado de contratos firmados en años anteriores. Para Verás, el enfoque actual es evitar errores cometidos en otros países y prepararse de la mejor manera para este proceso competitivo.

Las declaraciones de Verás también subrayaron la seguridad jurídica del mercado. “Hoy todo el pago a todos los generadores es al día”, gracias a una decisión política del presidente Abinader, respaldada por el Ministerio de Hacienda. Esta certidumbre es una ventaja competitiva clave. “Ese es uno de los pilares del gran atractivo de la inversión en energía que tenemos”, subrayó.

Sobre el rol de las concesiones definitivas en el nuevo proceso, Verás fue claro: “Siguen su curso. Incluso se siguen emitiendo”. De hecho, indicó que contar con una concesión definitiva —que incluye permisos ambientales, punto de interconexión y viabilidad técnica— debería ser, desde su punto de vista personal, un criterio clave en la licitación. “No le otorgaría un contrato de compra venta de energía a quien no tenga tierra o permiso ambiental”, dijo sin titubeos.

Consultado sobre si una planta existente o una ampliación podría participar en la licitación, Verás respondió con cautela: “Habría que ver los términos de referencia… porque sus costos son distintos a los de un proyecto nuevo”. Y en cuanto a las expectativas de precios, dijo que “hoy 10 centavos es un precio risible… sería mucho más bajo”, en referencia a los costos actuales de tecnologías renovables.

Hacia el final de la entrevista, al abordar los escenarios futuros, Verás fue contundente: “Tenemos que duplicar la oferta energética porque la demanda se va a duplicar al 2036”. Ese es el horizonte del plan “Meta 2036”, que contempla un crecimiento paralelo del PIB y del parque energético, siguiendo un modelo proyectivo sociométrico. Para cubrir esa expansión, Gastón Fenés estimó un crecimiento sostenido de unos 400 MW adicionales por año.

Por su parte y a modo de cierre, Verás dejó un mensaje para los desarrolladores: “Mientras más almacenamiento tengan, mejor”. Afirmó que la integración zonal está en revisión y que algunos proyectos deberán esperar. “No todos caben al tiempo que se debe”, advirtió, pero reafirmó que el proceso será ordenado, transparente y competitivo. “Apostemos siempre a esa diversificación y esperemos a que las zonas tengan la oportunidad de tener mayor cantidad de proyectos posible”.

Y cuando se le preguntó qué tendría que pasar para que en el encuentro FES Caribe 2026 esté a gusto con el avance del sector energético dominicano, la respuesta fue concisa: “Que salga la licitación de renovable con almacenamiento”.

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La Secretaría de Energía de Argentina lanzó un mega plan de 16 obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Las obras suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y desde el gobierno estiman que las inversiones necesarias para llevarlas adelante superan los 6000 millones de dólares.

La priorización de la ampliación del transporte se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, publicado mediante Resolución SE N° 294 en octubre del 2024. 

Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos de transmisión en cuestión se financiarán y ejecutarán por el sector privado, sin costo para el Estado, a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

“Es decir que el oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Ahí se aplicará cargo tarifario solamente a los usuarios beneficiados por esas obras”, aclararon fuentes cercanas de la Secretaría de Energía. 

Cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

¿Cómo sigue el proceso? “Tras la publicación de la resolución, comenzarán las licitaciones nacionales e internacionales para cada una de las obras. La primera será AMBA I, ya que en esa zona es donde se concentra el 40% de la demanda”, informaron desde el gobierno en diálogo con este portal de noticias. 

Algunas de las obras contempladas ya estaban previstas en el plan de ampliación y readecuación de la red aprobado durante el gobierno de Alberto Fernández a mediados del año 2023, entre ellas el proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; como también la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.

Cabe recordar que el proyecto AMBA I es una obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

A continuación, el listado de obras de urgente y prioritaria ejecución:

• AMBA I
• AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
• ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
• Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
• Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro)
• Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
• Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
• ET El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
• Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
• Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
• Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
• Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
• Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego

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Con nuevos desarrollos en solar, eólica marina, autoconsumo, digitalización y redes inteligentes, Iberdrola refuerza su posicionamiento como uno de los actores clave de la transición energética europea.

Esta hoja de ruta será presentada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, el próximo 24 de junio, donde Julio Castro, CEO de Iberdrola España, participará como speaker junto a líderes del sector, en un encuentro que reunirá a más de 400 ejecutivos, autoridades regulatorias y representantes de empresas clave del ecosistema energético.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

En España, la compañía desarrolla una de las mayores instalaciones fotovoltaicas vinculadas al sector tecnológico: una planta solar ubicada en Ciudad Rodrigo (Salamanca), con 212 MW de capacidad instalada, destinada a abastecer de energía limpia a Amazon. El proyecto, con una inversión de 200 millones de euros, estará operativo en 2025 y se convertirá en uno de los principales desarrollos solares de la multinacional tecnológica en el país.

Uno de los hitos más recientes en el país es la instalación de la primera micro red del país, en la planta de Schneider Electric en Barcelona.  Este sistema híbrido incluye 990 paneles solares capaces de producir 670 MWh al año, lo que representa el 10% del consumo total de la fábrica. Además incorpora 5 puntos de recarga de vehículo eléctrico y 216 kWh de almaceanmiento de baterías.

Iberdrola se ha encargado de la instalación del sistema y ambas compañías han firmado un contrato PPA a 20 años. La micro red reduce la dependencia de la red general y mejora la resiliencia eléctrica de la industria, una solución escalable en el contexto de electrificación industrial.

En línea con su estrategia de contratos a largo plazo, la compañía ha firmado un PPA con Tubos Reunidos Group para el suministro de 120 GWh de energía renovable en 10 años, provenientes de 10 MW de su cartera solar fotovoltaica destinados a los centros industriales de Álava y Vizcaya.

Impulso renovable: proyectos estratégicos en Europa

En el Reino Unido, Scottish Power, parte del grupo Iberdrola,  avanza la construcción de East Anglia 3, el mayor parque eólico marino desarrollado por la compañía, con 1.400 MW de capacidad. Integrado en el macrocomplejo East Anglia Hub, superará los 3.000 MW una vez finalizado, con una inversión global que supera los 10.000 millones de euros, abasteciendo a más de 1,3 millones de hogares.

En Portugal, Iberdrola y Amazon también han cerrado su primer acuerdo energético, con el desarrollo del parque eólico Tâmega Wind Complex, que se espera sea el mayor parque eólico del país. Este proyecto innovador, con una capacidad de 219 MW y una inversión estimada en 350 millones de euros, estará integrado al complejo hidroeléctrico de Tâmega (1.158 MW). Gracias a esta conexión, la energía eólica podrá utilizarse para bombear agua al embalse, permitiendo así una solución híbrida de generación flexible que combina eólica e hidráulica.

En Italia, Iberdrola ha inaugurado una planta fotovoltaica de 7 MW en Puglia, con una generación anual prevista de 13 GWh, lo que equivale al consumo de 5.000 hogares. Esta instalación se suma a la estrategia de expansión del grupo en el país, con un objetivo de alcanzar 400 MW renovables operativos en 2026 bajo esquemas merchant y PPA corporativos.

 1.000 comunidades solares en España

Iberdrola también ha alcanzado un nuevo récord en generación distribuida, al superar las 1.000 comunidades solares activas en España, beneficiando a más de 30.000 usuarios. Estas comunidades permiten compartir energía fotovoltaica entre usuarios ubicados en un radio de hasta 2 km, promoviendo la democratización del acceso a energía limpia y empoderando al consumidor como agente activo en la transición energética.

Digitalización y gestión inteligente: nace East-West Digital

En el marco del Qatar Economic Forum 2025, Iberdrola presentó East-West Digital, una nueva empresa dedicada a soluciones digitales para la gestión energética, incluyendo plataformas para autoconsumo, eficiencia y redes inteligentes.

Con foco en Europa y Oriente Medio, esta unidad representa un paso estratégico hacia la digitalización avanzada del sistema energético.

Iberdrola en FES Iberia 2025: una voz central en el debate energético

Julio Castro, CEO de Iberdrola España, formará parte de FES Iberia 2025, el principal encuentro renovable hispanoamericano, que tendrá lugar en Madrid el 24 de junio. Allí se abordarán los principales desafíos del sector, desde la electrificación de la demanda, los nuevos modelos de mercado y la regulación de redes, hasta la integración del hidrógeno renovable y las soluciones de almacenamiento con baterías.

En un contexto de alta penetración renovable y estrés en las infraestructuras existentes, el evento también pondrá sobre la mesa el fenómeno del apagón,, profundizando en los límites actuales del sistema eléctrico y las soluciones estructurales necesarias: redes flexibles, mercados de capacidad y tecnologías de respaldo.

Networking y cooperación: aceleradores de la transición energética

Con más de 400 ejecutivos y la participación de las principales empresas energéticas de Europa y América Latina, FES Iberia 2025 será nuevamente el espacio clave para consolidar alianzas.

FES Iberia 2025 reunirá a representantes de las empresas líderes del sector renovable como EDP Renewables, Repsol, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, SOnnedix, Elmya, entre otros actores.

El mega encuentro renvoable se caracteriza por su entorno de networking de alto nivel, donde se impulsan nuevos proyectos que refuerzan la cooperación regional en energías renovables.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

REVIVE EL FES IBERIA 2025 AQUÍ:

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República Dominicana avanza aceleradamente en su transición energética. Hoy en día cuenta con 2.119 MW de capacidad renovable instalada, de los cuales más de la mitad (1.033 MW) provienen de centrales fotovoltaicas operativas. Pero aquello no sería todo, en paralelo están atravesando su construcción más proyectos de tecnología fotovoltaica, próximos a ingresar. A este escenario se suman las proyecciones gubernamentales de duplicar la capacidad renovable al 2028, meta anunciada y ratificada por el gobierno dominicano.

En atención al volumen de proyectos instalados y por desarrollar aún, durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de Schletter, anticipó la apuesta de la firma por profundizar su presencia en República Dominicana, donde ya cuentan con una importante trayectoria: “Del casi 1.5 GW que ya hay instalado poseemos prácticamente el 30% del mercado, lo cual es un número bastante alto”, resaltó.

El crecimiento del mercado dominicano está estrechamente vinculado a la integración de almacenamiento. De hecho, habría actualmente 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar entre 2025 y 2030 al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), con una capacidad estimada de 1.860 MW de generación y más de 540 MWh de almacenamiento, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

En este sentido, el reciente anuncio del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, durante FES Caribe —quien anticipó que las distribuidoras convocarán a una licitación para proyectos renovables con almacenamiento— refuerza el atractivo del país para empresas como Schletter.

En este contexto, Schletter, especialista alemán en soluciones de montaje solar, se posiciona estratégicamente para capitalizar la expansión del mercado local. Alejandro Ramos, director de ventas para Iberoamérica de la compañía, manifiesta: “Tenemos grandes expectativas de estas nuevas licitaciones de las cuales queremos formar una gran parte del mercado”.

La meta es clara: “No esperamos tener menos cuota de mercado, sino más bien expandirnos bastante más”, subraya Ramos.

La compañía europea se ha preparado con inversiones específicas en toda Hispanoamérica, tanto en capacidad de producción como en asistencia técnica local. Ramos detalla: “Hemos desarrollado un equipo que se encarga localmente de todos los proyectos de la zona, no solo República Dominicana, sino también el resto del Caribe y Centroamérica”.

Además, se incorporaron líneas de producción dedicadas exclusivamente al mercado regional, tanto en Europa como en China. Esta infraestructura permite a Schletter responder con agilidad a los requerimientos de los desarrolladores: “En menos de una semana estamos dando respuesta a las licitaciones principales, o lo que nosotros consideramos como prioridad alta, y en dos o tres semanas ya tenemos nuestro material disponible en la fábrica en condiciones para ser embarcados hacia acá”, precisa.

La participación de su directora técnica en eventos como FES Caribe también forma parte de una estrategia que busca combinar la visión comercial con el rigor de la ingeniería. Ramos destaca: “Es muy bueno que venga a estos tipos de eventos, no solo desde la perspectiva comercial sino también para dar su punto de vista desde ingeniería”.

Con una política de riesgo cero, el ejecutivo destaca que la ingeniería alemana de Schletter se traduce en productos robustos, adaptados a esos entornos: “Tenemos una gran gama de productos que podemos ofrecer, los cuales han podido acoplarse bastante bien al uso de la región”.

En ese sentido, sobresale su seguidor solar 2V, una solución técnica que permite incrementar la potencia instalada en espacios reducidos. Ramos explica: “Cada vez más los terrenos son limitados; al final, el único factor que no podemos controlar es el espacio físico que nos permiten tener para realizar una planta solar”.

Frente a esto, el seguidor 2V de Schletter ofrece ventajas competitivas: “El concepto de diseño de Schletter es pórticos individuales que bloquean cada uno de ellos y trabajan como una estructura fija”, lo que les permite absorber vientos de hasta 270 km/h. A su vez, agrega: “Cuando uso un seguidor 2V o 1V, la diferencia es que puede soportar el doble de paneles en el mismo espacio. Puedes obtener prácticamente el doble de potencia en un mismo espacio físico limitado”.

Con este tipo de soluciones, la empresa ya ha instalado más de 250 MW en la zona del Caribe y está avanzando en nuevas cotizaciones “a punto de hacerse el PPA”, según precisa Ramos.

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El mercado solar global alcanzó un récord de 703 GW en envíos durante 2024, de acuerdo con la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV). De ese volumen, el 98 % correspondió a tecnología de silicio cristalino, que mantuvo su hegemonía frente a la película delgada. En este escenario, la tecnología TOPCon n-type superó por primera vez a la PERC p-type, consolidando su dominio en la producción global.

Este liderazgo de la TOPCon se sustenta en su mayor eficiencia, rendimiento en condiciones climáticas adversas y una vida útil más larga, atributos que le han dado un papel protagónico en la estrategia comercial de JA Solar en toda Latinoamérica, pero especialmente para mercados de Centroamérica y el Caribe.

Ignacio Mesalles, líder del equipo de proyectos de gran escala para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, confirma que “la tecnología que ahora estamos viendo que más está teniendo mejor receptividad en el mercado es la tecnología TOPCon”. Atribuye este fenómeno principalmente a las condiciones ambientales de la región, caracterizadas por alta humedad y elevadas temperaturas, que exigen módulos con un comportamiento superior en entornos exigentes.

“TOPCon es una tecnología que se desempeña bastante bien en estas condiciones”, subraya el ejecutivo, y respalda esta afirmación con un dato contundente: “más del 70% de los proyectos que se van a estar desarrollando van a utilizar esta tecnología”. Así también lo afirma el informe ITRPV que indica que dentro del mercado fotovoltaico basado en silicio, las obleas de silicio Czochralski monocristalino (Cz-Si) dominaron por completo la cuota de mercado en 2024, con aproximadamente el 70 % de obleas n-type atribuido a la expansión de la tecnología TOPCon n-type, porcentaje que se prevé que continúe este 2025 y el próximo año.

JA Solar no sólo promueve la adopción de módulos TOPCon n-type en mercados latinoamericanos, sino que también acompaña a los desarrolladores desde etapas tempranas para identificar la configuración ideal por proyecto. Mesalles aclara: “normalmente tratamos de no diagnosticar un solo módulo para cada proyecto en específico, sino que más bien analizamos cada uno de los proyectos”.

Esta flexibilidad se traduce en una estrategia comercial agnóstica, orientada a la eficiencia del sistema más que a imponer un formato único. “Tenemos en realidad las dos ofertas más populares que se han estado utilizando en la región”, detalla Mesalles, mencionando como módulos con mayor receptividad a sus modelos de 620/630 W destinada principalmente para proyectos de generación distribuida y modelos más grandes que superan los 700 W para utility scale.

Grandes pendientes para acelerar el despliegue de solar

A pesar de que la tecnología fotovoltaica está madura y disponible, la regulación sigue siendo un cuello de botella para su expansión, advierte el referente de JA Solar. “La tecnología la tenemos, económicamente la solución existe… Para mí siempre ha sido el tema regulatorio el que es el cuello botella”, declaró en el marco de un panel de debate del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

El líder de utility scale remarca que la lentitud en la modernización de las reglas del juego frena el despliegue de proyectos renovables, en especial aquellos complementados con almacenamiento energético en baterías. Entre los temas neurálgicos enumera la necesidad de claridad en la remuneración de servicios auxiliares, pero también desafíos constantes como el desarrollo de líneas de transmisión y una mayor coordinación entre las entidades gubernamentales. En todos estos frentes, hay espacio para acelerar el desarrollo y brindar más certezas a los inversionistas.

“Tener bien claro el inversionista cómo va a poder recuperar esa inversión es fundamental”, destaca Mesalles, y agrega que “inclusive ayuda hasta a la hora de mitigar la cantidad de líneas de transmisión”, en referencia a la planificación de redes más inteligentes y eficientes.

Otro aspecto que gana protagonismo en la visión de JA Solar es la eficiencia energética, entendida como una dimensión complementaria a la generación. Mesalles considera que no siempre se trata de “generar más”, sino de mejorar cómo se utiliza la energía. “Ver cómo hacer el sistema todavía más eficiente… eso también va muy ligado al tema regulatorio”, puntualiza.

El rol de las baterías también ocupó un lugar destacado en el panel. Para Mesalles, la región todavía está a tiempo de tomar decisiones estratégicas. Su advertencia es clara: “estamos en un buen momento para que le estemos metiendo fuerza a reglamentar todos estos temas”.

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En una acción estratégica para impulsar la economía del Nordeste, el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva lanzó en la región del Sertão de Pernambuco, la Chamada Nordeste, una iniciativa que promete inyectar R$ 10 mil millones en la Región. La convocatoria pública, fruto del esfuerzo conjunto de varias instituciones financieras federales, tiene como objetivo impulsar proyectos de infraestructura, servicios públicos y emprendimientos productivos alineados a los ejes y misiones del programa Nova Indústria Brasil (NIB).

“Esta es la mayor disponibilidad de recursos para inversión en la industria del Nordeste. Hay R$10 mil millones para quienes deseen realizar proyectos en la región crediticia. Esto nunca ha sucedido. Nunca ha habido tanta disponibilidad de crédito para el Nordeste como la que tenemos ahora”, enfatizó el presidente Lula durante el evento.

La Convocatoria Nordeste es un marco, al ser la primera en reunir a todas las instituciones financieras federales que actúan en la Región – Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), Banco do Nordeste do Brasil (BNB), Banco do Brasil (BB) y Caixa Econômica Federal (CAIXA) – además de la Financiadora de Proyectos (FINEP), el Consorcio de Gobernadores del Nordeste y la Superintendencia de Desarrollo del Nordeste (Sudene), vinculada al Ministerio de Integración y Desarrollo Regional (MIDR).

“Estos recursos están destinados a atraer pequeñas, medianas y grandes industrias al interior del Nordeste. Por ejemplo, un empresario puede proponer la construcción de un puerto seco en Salgueiro, por donde pasa la carretera Transnordestina, para generar ingresos y crear empleo para la población local”, explicó el ministro de la Casa Civil, Rui Costa.

Los recursos se pondrán a disposición a través de diversas modalidades de apoyo, entre ellas créditos, subsidios económicos, participaciones accionariales y recursos no reembolsables (para proyectos de cooperación entre empresas e instituciones tecnológicas). La expectativa es que este aporte financiero impulse la innovación y el desarrollo en sectores clave para la Región.

El superintendente de la Sudene, Danilo Cabral, destacó que la acción de la Agencia ha sido decisiva para fortalecer alianzas y articular acciones concretas. El lanzamiento de Chamada Nordeste es fruto de la colaboración entre Sudene, los bancos y el Consorcio de Gobernadores del Nordeste para facilitar inversiones estructurales y fomentar el desarrollo socioeconómico de la región. Esta es otra acción estratégica que demuestra que Sudene está cumpliendo una vez más su función de generar soluciones y movilizar a quienes pueden implementar proyectos que realmente marcan la diferencia en la vida de las personas y en el desarrollo del Nordeste, enfatizó.

Entre los focos prioritarios de la Convocatoria Nordeste se encuentran: las energías renovables, con énfasis en el almacenamiento; descarbonización, con énfasis en el hidrógeno verde (H2V); centros de datos verdes; y la industria automotriz, incluida la maquinaria agrícola.

Los interesados ​​podrán acceder al formulario de inscripción a partir del 16 de junio en las páginas web de los organizadores de la convocatoria. Las presentaciones de planes de negocios se aceptarán hasta septiembre de este año y los resultados se anunciarán en noviembre.

“Estamos aquí con una postura activa, presentando esta opción a los emprendedores del Nordeste para contribuir a la nueva política industrial y al desarrollo sostenible, tecnológico e inclusivo de la región. Con el apoyo y la inversión adecuados, el potencial de nuestra gente y empresas del Nordeste puede transformar realidades y proyectar aún más a nuestro país en el panorama global de la innovación”, destacó la ministra de Ciencia, Tecnología e Innovación de Brasil, Luciana Santos.

La iniciativa es resultado de la reactivación, el 10 de septiembre de 2024, del Comité Regional de Instituciones Financieras Federales (Coriff), comité vinculado al Consejo Deliberativo de la Sudene, cuyo principal objetivo es integrar acciones de apoyo financiero en la Región. Además de las instituciones mencionadas anteriormente, Coriff incluye al Banco de Desarrollo de Minas Gerais (BDMG) y al Banco de Desarrollo de Espírito Santo (BANDES) en las discusiones sobre políticas de inversión en el área de actuación de la Sudene.

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El subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, visitó las instalaciones del Parque Eólico Los Cururos de AES Chile ubicado en Ovalle con el objetivo de subrayar la importancia de las energías renovables para el desarrollo del país.

El subsecretario Ramos señaló que “la región de Coquimbo se ha convertido en una de las capitales de las energías limpias en nuestro país. En este contexto, la operación de Los Cururos es especialmente importante para el ministerio y para el sector de la energía, ya que son las energías renovables no convencionales las que nos están permitiendo avanzar en la transición energética y acercarnos progresivamente a nuestra meta de carbono neutralidad antes del 2050”.

Cabe señalar que el parque eólico Los Cururos cuenta con una capacidad instalada de 109 MW generados por 57 aerogeneradores. La actividad contempló la presentación a la autoridad sectorial su funcionamiento y el de la subestación eléctrica, junto con las distintas medidas ambientales y la gestión de relacionamiento comunitario que se está realizando con distintos actores sociales.

El director de Operaciones de AES Andes, Antoine Joo, destacó que “agradecemos la visita del subsecretario a este parque, que desde el Valle del Limarí contribuye a la descarbonización del sistema eléctrico nacional y que forma parte de las distintas iniciativas que desarrolla la compañía para acelerar el futuro de la energía”.

En tanto, el Parque Eólico Los Cururos forma parte de la estrategia transformacional Greentegra, impulsada por AES Chile desde 2018, y que busca contribuir a mitigar los efectos del cambio climático, a través del desarrollo de soluciones renovables.

Los Cururos es uno de los parques eólicos más grandes de Chile y ha contribuido significativamente a la diversificación de la matriz energética del país, promoviendo fuentes limpias y sostenibles. Además, AES Chile ha implementado un Fondo Participativo que financia proyectos sociales y emprendimientos locales.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó los pliegos de bases y condiciones para la tan esperada Licitación de compra de potencia y energía propuesta por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Se trata de la LPI 1000-010-2021 que será la primera convocatoria para el suministro de largo plazo lanzada durante la administración la presidenta Xiomara Castro. La licitación tendrá como objetivo la adjudicación de 1,500 MW, lo que la convierte en la más grande de su historia.

«La aprobación de la Comisión reguladora ha sido el paso final para proceder al lanzamiento de la licitación pública internacional de los 1500 MW; la cual lleva un fuerte componente de energía renovable del 65% y, además, privilegiará el almacenamiento de energía derivada de fuentes renovables», anticipó Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE.

Tras la aprobación de los pliegos por el pleno de comisionados de la CREE, el lanzamiento es inminente y se espera que en los próximos días inicie el proceso formal la Junta de Licitación conformada por personal de la ENEE, equipos de la CREE, Centro Nacional de Despacho (CND), Secretaría de Energía y la empresa consultora internacional que apoyaron este gran esfuerzo.

La mención a la empresa que acompañará el proceso selección no es menor ya que ha trabajado en un algoritmo que les permita priorizar la contratación de energía que provenga de fuentes como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.

Los Términos de Referencia (TDRs) que ha venido trabajando el regulador hace años -recordemos que es un proceso pendiente desde administraciones pasadas- ha tenido varios ajustes no sólo contemplando el aumento de la demanda al elevarlo de 450 MW a 1500 MW, sino también principios rectores que derivan de la Ley Especial para garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un bien público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social.

Un gran diferencial que marcan los TDRs frente a convocatorias precedentes es la metodología que se empleará para la licitación y que ha demostrado su éxito en cantidad y competitividad de ofertas en países vecinos como Guatemala. El proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas, que permitirá que los proponentes puedan mejorar sus ofertas en varias rondas y que los precios más bajos del mercado sean los adjudicados.

Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.

Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.

Pero aquello no sería todo. También se ha trabajado en un modelo de subasta contemplando los retos y oportunidades del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de Honduras, de manera que los participantes que compitan reciban una señal clara de dónde ubicar sus ofertas para que los nodos donde se necesite inyección puedan cubrir sus requerimientos.

«En Honduras estamos transformando el Subsector electricidad», aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE. En conversación con Energía Estratégica, el regulador reveló que en el marco de este proceso de licitación estarán abiertos a evaluar contrataciones de energía y potencia adicionales a los 1500 MW en caso de que las ofertas sean competitivas y contribuyan al fortalecimiento del sistema.

«La licitación de 1500 MW más reserva pronto será una realidad», aseguró.

Y añadió: «Invitamos a inversionistas Nacionales e Internacionales a participar. El regulador supervisa el proceso y vela porque las inversiones se hagan en tiempo y forma».

Desde el sector público buscan dar señales claras que no sólo atraigan inversiones sino que brinden transparencia y seguridad a empresas locales y extranjeras que apuesten al crecimiento del sector eléctrico en el país motivados por esta nueva apertura del mercado.

«Una herramienta especial para garantizar los flujos de pagos a generadores, la aplicación de normas internacionales a los Estados financieros de la ENEE y una auditoría en desarrollo por una empresa de alto prestigio, hacen a la nueva ENEE y Honduras un sitio atractivo para diversos inversionistas internacionales a ofrecer buen precio por la energía y así abrir el mercado eléctrico hondureño», declaró Erick Tejada Carbajal a este medio.

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Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 pondrá el foco en cómo reforzar la seguridad energética en un momento decisivo para el sector. La cita será el 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt de Madrid, y reunirá a referentes de Iberdrola Renovables, Grenergy, Cox Energy, EDP Renewables, Schletter, Elmya, Galp, Sonnedix y Jinko Solar, entre otras compañías líderes, para debatir soluciones concretas ante los desafíos que plantea la transformación del sistema eléctrico ibérico.

En este escenario, los altos ejecutivos de las compañías abordarán los factores estructurales que hoy definen la resiliencia del sistema: desde la creciente penetración de renovables hasta la volatilidad de precios y la urgencia por adaptar la infraestructura a las nuevas demandas operativas.

La visión de ejecutivos como Julio Castro (Iberdrola Renovables), David Ruiz (Grenergy), Enrique Riquelme (Cox Energy), Rocío Sicre (EDP Renewables), Alejandro Ramos (Schletter), Carlos Píñar Celestino (Elmya), Fernando Cremades (Galp), Carolina Nester (Sonnedix) y Lucía Dólera (Jinko Solar) permitirá trazar una hoja de ruta sobre estrategias de seguridad energética en un entorno cada vez más complejo y dinámico.

Entradas disponibles

El encuentro reunirá a más de 400 ejecutivos de empresas, utilities, tecnólogos, fondos de inversión y gobiernos, en una jornada que combinará paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.

Uno de los ejes del programa será el reciente apagón donde se debatirá sobre la necesidad de contar con mecanismos de mercado que otorguen estabilidad a largo plazo, como  mercados de capacidad, tecnologías de almacenamiento, así como sobre el papel de la hibridación, soluciones de gestión digital de red, nuevos modelos de contratación de energía y la planificación del sistema energético.

Asimismo, se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región, con la participación de otros actores clave como RWE, Repsol, Xunta de Galicia, Alantra, Matrix Renewables y 360 Energy, que aportarán su perspectiva sobre los marcos regulatorios necesarios para garantizar competitividad, acelerar inversiones y sostener el crecimiento renovable en el mediano y largo plazo.

Revive FES 2024:

Además de los paneles técnicos, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, que contará con la participación del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala, Víctor Hugo Ventura, quien presentará el proceso de licitación de energías renovables más relevante en la región, con una proyección de inversión superior a los 5.000 millones de dólares en generación y transmisión.

Otro de los focos claves del mega encuentro renovable será la inestabilidad de precios de la energía en Europa, con récords negativos en la Península Ibérica, lo que evidencia el desajuste entre generación renovable y capacidad de absorción.

FES Iberia 2025 será una cita estratégica que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético, junto con representantes del sector público, en un entorno de networking activo con los líderes que están transformando la matriz energética ibérica.

El encuentro se posiciona como un espacio clave para anticipar tendencias, promover decisiones de alto nivel y debatir soluciones técnicas y estratégicas que garanticen la seguridad energética en escenarios de alta penetración de energías renovables.

🎟️ Las entradas ya están disponibles a través de este enlace.

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Black & Veatch, empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción, sigue consolidando su presencia en el sector energético con proyectos concretos que marcan el ritmo de la transición. Lejos de casarse con una tecnología específica, la compañía adopta un enfoque «tecnológicamente agnóstico» que le permite adaptarse a las necesidades y prioridades de cada cliente.

“No impulsamos una tecnología en particular. Buscamos, de la mano con el cliente, entender cuáles son sus ‘drivers’ en la toma de decisión, y seleccionamos la que mejor cumpla con lo que él esté buscando desde un punto de vista financiero, de costos o de apetito al riesgo”, señaló Romina Esparza Almaraz, directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch.

Su estrategia se basa en una ingeniería pragmática, capaz de combinar tecnologías emergentes con modelos de negocio viables, y ajustados a los tiempos del mercado. Esto les ha permitido ser pioneros y liderar en infraestructura eléctrica crítica, así como en proyectos emblemáticos para el área de generación y almacenamiento.

En soluciones  almacenamiento de energía, Black & Veatch cuenta con más de 21 GWh de experiencia global y va por más. Durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Romina Esparza comentó que la empresa ha encontrado en las baterías de ion litio una oportunidad de negocios sólida.

“La tecnología de baterías de ion litio tiene ya 150 GW de capacidad instalada a nivel mundial. Es una tecnología madura que vemos que los clientes están confiando y queriendo desarrollar. Además, los costos han bajado, por lo que diría que es un momento adecuado para invertir en este tipo de proyectos”, destacó Esparza.

En paralelo, la compañía también apuesta al desarrollo del hidrógeno verde, aunque con mayor prudencia. De acuerdo con la directora de desarrollo de negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch, de los más de 200 estudios de factibilidad y prefactibilidad que han realizado en los últimos cinco años, apenas unos pocos han avanzado hacia la construcción. Aun así, anticipó en FES Caribe que BV cerrará 2025 con tres proyectos concretos en marcha: «dos van a estar en operación en este año», sumando «aproximadamente 220 MW»; mientras que el tercero seguirá un tiempo más en fase constructiva.

Siguiendo con el análisis de Romina Esparza, a título personal compartió una lectura crítica del entusiasmo inicial por el hidrógeno: “En algún momento del 2020 hubo como una expectativa medio artificial de ese mercado, hubo incentivos evidentemente dirigidos a crear una industria y a generar una atracción en esa industria, pero de alguna forma no revelaron los costos reales de la producción del hidrógeno verde”. De allí consideró que, distinta a esa sobreexpectativa, hoy “muchas estrellas que se tienen que alinear para que esos proyectos sean viables”.

En el caso del almacenamiento con baterías, la lectura es más optimista aunque aún se atraviesen retos vinculados a su regulación y definición de remuneración. Lejos de considerar que la región llegó tarde a esta tendencia tecnológica, Esparza opinó que el momento actual es oportuno. “La evolución de los precios de los módulos y de baterías permite que ahora haya mayor apetito para la inversión. Y la madurez de la tecnología y del entendimiento de cómo integrarla a la red da certidumbre a las empresas financieras”.

Esa madurez técnica se traduce también en nuevas oportunidades de negocio para acompañar la transición energética hacia una mayor penetración de energías renovables. Además del almacenamiento, BV identifica potencial en obras de infraestructura de transmisión, tanto en modernización como en expansión. “La incorporación de renovables trae oportunidades de proyectos encaminados a fortalecer las redes de transmisión”.

«En Puerto Rico estamos ya trabajando con el operador de la red en proyectos que tienen ese objetivo: aumentar la capacidad de las líneas de transmisión y de las subestaciones. Por ende, se hacen necesarios proyectos de almacenamiento con baterías que también brindan estabilidad a las redes», comentó Romina Esparza. 

Para que nuevas oportunidades se materialicen en proyectos de inversiones privadas, la portavoz de Black & Veatch consideró que aún deben superarse varias barreras. La principal, sería la permisología y la falta de certidumbre regulatoria en algunos países. “Dependiendo del país, las regulaciones a veces no son lo suficientemente claras. Lo que se necesita es lo que todos los inversionistas buscan: estado de derecho, seguridad, facilidad para atraer talento”, enumeró Esparza.

En cuanto a la regulación específica de almacenamiento, reconoció avances, pero también vacíos. Por ejemplo, si bien ya se autoriza el arbitraje o regulación de frecuencia con baterías en algunos mercados, aún faltan esquemas que reconozcan servicios como regulación de voltaje o pago por capacidad. “Eso es fundamental”, afirmó.

De la emergencia a la resiliencia: Black & Veatch transforma servicios esenciales en Puerto Rico

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La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), uno de los principales actores del sector energético de República Dominicana, continúa consolidando su papel en la transición hacia una matriz energética más limpia, con una estrategia clara de expansión en generación renovable.

En línea con su meta de alcanzar 1,000 MW instalados en energías limpias al 2030, la compañía refuerza su cartera de proyectos para competir en las próximas licitaciones convocadas por distribuidoras dominicanas y atender la creciente demanda del mercado industrial por contratos sostenibles.

Desde 2020, EGE Haina ejecuta un ambicioso plan de crecimiento en renovables que ya suma 466 MW instalados, de los cuales 175 MW corresponden a energía eólica y el resto a solar. A este avance se suma la obtención de permisos y concesiones provisionales y definitivas para otros 625 MW, actualmente en trámite ante la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Rosina Hernández, directora de mercado eléctrico de EGE Haina, explicó que estos 625 MW se distribuyen entre 300 MW de energía eólica y 325 MW de solar. “Me gustaría que nos enfocáramos en los proyectos de Esperanza Solar y Esperanza Eólico que se están ejecutando en la zona norte del país”, señaló durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe). 

Se trata del primer proyecto híbrido solar-eólico que se construye en República Dominicana, con 90 MW ya en funcionamiento bajo el parque Esperanza Solar 1. A este se sumará el parque eólico Esperanza Eólico de 50 MW, actualmente en construcción y cuya entrada en operación está prevista para el segundo semestre de 2026. Este esquema se completará con un segundo parque solar de 60 MW, también programado para comenzar operaciones en ese mismo periodo.

Consultada sobre el esquema bajo el cual se prevé la contratación de estos nuevos proyectos, Hernández adelantó que la empresa está atenta a las próximas convocatorias oficiales. “El ministro de Energía ha anunciado que durante los próximos meses va a haber una licitación para proyectos renovables. Estamos con concesiones ya listas para poder participar en este proceso de licitación y esperamos poder resultar ganadores”, afirmó, y consideró: “entendemos que tenemos ofertas competitivas para obtener contratos de largo plazo”.

Además de preparar propuestas para competir en las licitaciones con las empresas distribuidoras, EGE Haina también busca consolidar contratos con grandes usuarios del sector industrial. “Estamos también haciendo ofertas de contratos de mediano y largo plazo para este tipo de usuarios y hemos sido bastante exitosos”.

“Hemos notado que dentro del sector industrial de la República Dominicana hay un gran apetito con parte de clientes para tener contratos también de mediano y largo plazo con energía renovable que les permita cumplir con sus cuotas de sostenibilidad, todo el mundo está ahora abocado a ello”, comentó Hernández.

Actualmente, toda la energía renovable que produce EGE Haina ya se encuentra contratada, ya sea con distribuidoras o con usuarios no regulados. Esta posición refuerza la competitividad de la empresa en el mercado y la prepara para capitalizar nuevas oportunidades de crecimiento.

EGE Haina continúa avanzando con paso firme en la diversificación y modernización del parque de generación eléctrica de República Dominicana, integrando soluciones innovadoras como la hibridación tecnológica y aprovechando la riqueza de recursos renovables del país. El enfoque está puesto tanto en las licitaciones públicas como en acuerdos con usuarios no regulados que, además de ser económicamente viables, permiten contribuir activamente con los compromisos ambientales de sus clientes y del país.

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El sector brasileño está a la expectativa de la publicación de la regulación de sistemas de baterías y ordenanza normativa para la primera subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”.

Desde la Asociación Brasileña de Soluciones de Almacenamiento de Energía (ABSAE) siguen de cerca la definición de esos puntos y trabajan en una serie de frentes prioritarios a lo largo del 2025, a fin de que avance la implementación de sistemas BESS en el país. 

“Algo de regulación tiene que salir este año. La regulación la estábamos esperando para este mes, pero se retrasará un poco más. Esperábamos las definiciones básicas de cara a la subasta LRCAP Almacenamiento”, sostuvo Markus Vlasits, presidente del Consejo Asesor de ABSAE, en diálogo con Energía Estratégica. 

La expectativa es alta y los tiempos apremian. La definición pendiente es estructural: si las baterías serán consideradas generadores de energía, activos sui generis o alguna otra categoría regulatoria. “Queremos tener la confirmación de cuál es el tipo de otorgamiento que tendremos”, planteó el ejecutivo. 

Desde ABSAE consideran que lo más probable —y conveniente— es que se las trate como generadores, y que lo más pronto posible se definan reglas para el acceso a la red, tarifas, montaje, multiplicidad de uso y acoplamiento a unidades consumidoras o centrales generadoras.

“Sería ideal que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) publique una resolución normativa donde defina todo lo mencionado. En el primer horizonte, la estábamos esperando para mayo, aunque se retrasará y hay dos alternativas: que ANEEL brinde una resolución dentro de un plazo relativamente corto, o que el tema sea abrazado por el Poder Legislativo y virar en materia de ley”, apuntó Vlasits

“Un segundo horizonte serían los modelos de negocios un poco más elaborados, como las plantas virtuales, inclusión de baterías en programas de respuesta de demanda. Todo el mundo ya vio que sería en un segundo paso, tal vez finales de este año o al inicio de 2026”, agregó.  

En paralelo existe una medida provisoria firmada por el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, que busca abrir camino por la vía legislativa. Su plazo de vigencia es de 120 días, y durante ese período podría consolidarse un marco legal que incluya muchas de las reivindicaciones históricas del sector. 

La subasta de almacenamiento: expectativas, plazos y dudas

La atención del sector también está centrada en la subasta “LRCAP Almacenamiento”. A más de un mes del anuncio del ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, sobre su inminente salida a finales de mayo, el mercado sigue a la espera.

La ordenanza N° 812/2024, que fue puesta en consulta pública hacia finales del año pasado, establece que el inicio del suministro deberá darse en julio de 2029, con contratos por diez años. Además, se plantea que los proyectos adjudicados deberán ofertar al menos 30 MW de potencia, con una disponibilidad operativa diaria de cuatro horas, según lo determine el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). 

Un aspecto relevante de la subasta es que los titulares de los proyectos tendrán derecho a un ingreso fijo anual (R$/año), pagadero en cuotas mensuales. No obstante, ese ingreso podrá ser reducido en función del desempeño operativo, evaluado mes a mes.

Vlasits considera que si se contratan entre 1 y 2 GW de capacidad de almacenamiento en esta primera licitación, dentro de un total estimado de 38 GW de nueva potencia requerida hasta 2034, se trataría de un volumen adecuado. “Nos parece perfectamente adecuado”, afirmó.

También espera que estos proyectos puedan acogerse al Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), siempre que las baterías sean categorizadas como generadoras. “Desde ABSAE consideramos que sí tienen derecho y hace total sentido”, ratificó.

Además la asociación mantiene activos otros frentes prioritarios de trabajo vinculados a la electrificación y uso de de los sistemas aislados, que hoy dependen de generación diésel de alto costo, considerando que para septiembre está prevista subasta que por primera vez permitirá contratar soluciones híbridas, obligando a que al menos el 22% de la energía ofertada sea renovable. 

Y de igual modo, ABSAE pone énfasis en el almacenamiento como pilar de la generación distribuida, considerando que Brasil ya cuenta con cerca de 40 GW instalados, en su mayoría sistemas fotovoltaicos de baja tensión. 

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Latinoamérica se ha consolidado como una región estratégica para el crecimiento de la energía solar, y las señales que llegan desde los principales mercados muestran una transformación cada vez más acelerada. En este contexto, Energía Estratégica Latinoamérica lanza un nuevo espacio de diálogo de alto nivel: el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, que se celebrará el próximo miércoles 12 de junio y contará con la participación de compañías clave para el desarrollo de la transición energética regional.

El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo y cupos limitados, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo están evolucionando los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se están consolidando y qué soluciones tecnológicas están marcando el pulso del nuevo mercado solar.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

Radiografía regional del avance solar: marcos, modelos y oportunidades

El primer bloque del evento se desarrollará a las 9:00 h de Colombia y llevará por título “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”. Participarán representantes de Haitai Solar, Solis, Black and Veatch y 8.2 Group, quienes compartirán su visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

El foco estará puesto en cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.

Además, las empresas debatirán sobre las particularidades de cada país en cuanto a integración tecnológica, barreras logísticas, incentivos locales y necesidades de adaptación para capturar oportunidades concretas en nuevos desarrollos.

Tecnología en transformación: lo que demandan los mercados del futuro

A las 9:45 h de Colombia, comenzará el segundo panel: “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”. Aquí se presentarán las tendencias más relevantes en materia de producto, integración, eficiencia y digitalización, de la mano de referentes de EPSE San Juan, JA Solar, Gonvarri Solar Steel y 360Energy.

Se abordará el avance de las nuevas tecnologías de módulos (TOPCon, bifaciales, alta eficiencia), el rol creciente de los inversores inteligentes, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas que combinan generación solar con almacenamiento. También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real y la automatización de procesos para reducir costos operativos.

Será una conversación clave para entender qué están exigiendo los clientes en esta nueva etapa y cómo las empresas líderes están adaptando su oferta a un mercado más sofisticado, competitivo y regulado.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde unificó los llamados del primer y segundo trimestre del 2025.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la unificación de ambos llamados se debe a la normalización de los tiempos, que los cronogramas queden acorde al trimestre correspondiente, debido a los plazos dados en anteriores convocatorias.

Cabe recordar que el llamado del cuarto trimestre del 2024 tuvo la presentación de ofertas en febrero del corriente año y su adjudicación por casi 1700 MW entre 18 proyectos renovables recién se dio a conocer hacia finales de marzo. 

Por lo que a raíz de esta modificación y unificación, se espera que no se superpongan el proceso vigente ni futuras convocatorias del MATER. Por ello es que los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho. 

La presentación deberá dirigirse a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA, a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar

Posteriormente, el jueves 18 de julio noviembre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 24/7 y la asignación de la prioridad de despacho será el 29 de dicho mes.

Y si bien aún se desconoce la capacidad remanente en las redes de transmisión, se espera que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA termine de pulir los detalles y publique el denominado Anexo III a finales de la presente semana. 

Estado de situación del MATER

Tras la última convocatoria, ya hay 7244 MW en 133 solicitudes con prioridad de despacho para abastecer a grandes usuarios del sistema, considerando tanto proyectos de generación como aquellos con obras menores para ampliar el sistema de transmisión, repartidos de la siguiente manera:

• 3717 MW destinados al MATER Pleno (sin restricciones) 
• 3527 MW bajo el mecanismo de asignación Referencial A (posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión).

De ese total, sólo 2430,4 MW (repartidos entre 70 solicitudes) están habilitados comercialmente para inyectar su generación al Mercado Eléctrico Mayorista, de acuerdo al último informe del Mercado a Término elaborado por CAMMESA.

Y cabe aclarar que existen una serie de proyectos que en su momento resultaron ganadores de este tipo de llamados, pero que desistieron por diversos motivos (entre ellos la falta de pago para el mantenimiento de la prioridad asignada), los cuales suman 3039,8 MW (898,8 MW vía MATER Pleno y 2141 MW por Ref A). 

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) realizó el Tercer Foro Informativo para Autoconsumo, vinculado a la construcción de una propuesta de aumento del porcentaje máximo de penetración de potencia y/o energía limpia por zona de concesión de las empresas distribuidoras.

Allí, el Grupo de Mercados Energéticos (GME) comunicó los avances de su consultoría y recomendó no establecer límites estrictos, y mantener el esquema de compensación actual hasta alcanzar el 4% de penetración de GD, para luego realizar la adopción del esquema de
facturación Net Billing como mecanismo de compensación.

Aunque entre las conclusiones a las que llega GME se sugiere establecer mecanismos regulatorios que permitan una transición ordenada de un esquema al otro, instaladores del sector fotovoltaico panameño se pronunciaron en contra de cambiar el Net Metering.

Entre los asistentes a aquel foro llevado a cabo el pasado viernes 23 de mayo, el Ing. Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde, cuestionó que no se hayan transparentado los cálculos y simulaciones que llevaron a considerar un cambio en el Net Metering.

«El net metering no es malo, lo que podría estar mal es la evaluación para determinar los porcentajes de penetración y valores que se le aplicaría a la energía inyectada a la red y la que se tomará de la red».

En la actualidad, Panamá cuenta con 5,605 clientes de autoconsumo que suman 158 MW instalados en zonas de concesión de EDEMET (46.64%), ENSA (46.42%) y EDECHI (6.94%). Cifras que se incrementaron recién en los últimos 2 años producto de políticas de fomento e implementación efectiva del esquema de Net Metering.

Tras haber pasado el 2% de penetración en zonas atractivas para la instalación de estas soluciones de generación, durante el 2024 se elevó a 3% el tope y recientemente a finales de abril del 2025 se modificó el límite transitorio al 4%.

Al respecto, el integrador valoró que su incremento incluso de hasta el doble del límite actual no debería generar preocupación, ya que “por barreras financieras o de espacio, en Panamá el crecimiento de generación distribuida posiblemente no pueda pasar de 10% a excepción de casos muy excepcionales en los que están ignorando que mucha de esa energía o esa capacidad instalada la tienen o tendrán empresas que consumen de día y producen de día, así que esa energía se va de ‘pitcher a catcher’ ahí mismo y no entra a la red”.

“Instituciones como Lawrence Berkeley Lab indican que los reguladores están viendo ‘problemas’ que en realidad no son tal y están invirtiendo recursos en cuestionarlos sin que sean lo que causa que las tarifas estén subiendo y que el cliente tenga un mal servicio. Están gastando dinero de los contribuyentes en cosas que en realidad no tienen mayor impacto más que tal vez proteger el status quo de distribuidoras”, apuntó.

La propuesta de transicionar del esquema de Net Metering a uno de Net Billing habría encendido un estado de alerta en empresas instaladoras como Potencia Verde que consideran que los cambios en las reglas del juego podrían repercutir negativamente.

“El valor de la energía está uno a uno gracias al net metering. El usuario de autoconsumo puede usar la energía que entrega la red al mismo valor que la generó y envió a la red su propio sistema. Eso es lo que tenemos hoy y eso permite que las inversiones tengan un payback interesante”, comentó Singh Castillero.

De allí que, esta propuesta de modificaciones resuenen negativamente en el sector. El cronograma de trabajo de la consultora contratada por ASEP tiene previsto entregar la última recomendación el próximo mes, en concreto el 30 de junio, y de allí la Autoridad podrá tomar la decisión de avanzar o no avanzar con nuevas reglas para el autoconsumo.

“La ASEP no está obligada a aceptar lo que diga el consultor. La ASEP debe analizar y presentar a consulta pública una propuesta final, pudiendo decir que lo que recomendó el consultor no tiene sentido ni respaldo técnico”, opinó.

Desde la perspectiva del integrador consultado, la resolución más “responsable” sería convocar a una mesa de trabajo público-privada con técnicos que puedan estudiar esto con más detalle y que se traduzca en mayores beneficios para los usuarios con y sin paneles solares.

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En un entorno donde los márgenes de los proyectos solares son cada vez más estrechos y las decisiones de inversión se condicionan por su rentabilidad a largo plazo, ZNShine ha reorientando su estrategia para dar respuesta simultánea a dos grandes presiones del mercado: la necesidad de reducir el gasto de capital y los costos operativos de los proyectos.

Durante Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe) del que ZNShine fue destacado Bronze Partner, Marisol Neira, quien se desempeñó como LatAm Key Account Director de ZNShine al momento del evento, compartió cómo el fabricante chino, con 36 años de trayectoria, ha adaptado su propuesta de valor ante un mercado altamente competitivo.

La compañía no solo ha centrado sus esfuerzos en aumentar las eficiencias en módulos fotovoltaicos, que “ya superan el 24%” en su portafolio, sino que ha priorizado el diseño de tecnologías que prolonguen el rendimiento del sistema sin elevar los costos de operación. “No estamos únicamente enfocados en el CAPEX sino también en el OPEX”, comentó Neira en representación de la empresa.

Uno de los elementos clave en esa estrategia es el uso de grafeno en el recubrimiento de los vidrios de sus módulos, lo que permite que se mantengan limpios por más tiempo. Esta característica, además de reducir la necesidad de limpieza frecuente, mejora la producción energética sostenida y disminuye los gastos de mantenimiento. “Ese es el aporte tecnológico que nosotros estamos haciendo”, explicó, y subrayó que si bien “todos los fabricantes del mercado siguen creciendo en eficiencias”, el grafeno representa su diferencial.

ZNShine también ha desarrollado soluciones para entornos exigentes como los de Centroamérica y el Caribe, donde la humedad, la salinidad y los fuertes vientos suponen un reto constante para la durabilidad de los equipos. En este sentido, todos sus módulos —incluidos los monofaciales— son de doble vidrio, lo que los hace más resistentes a la humedad. Además, están integrando marcos de poliuretano para mejorar el comportamiento frente a la corrosión en entornos costeros e insulares. “Está trabajando muy bien para precisamente este tipo de ambientes”, aseguró Neira sobre esta innovación.

La compañía también está utilizando células rectangulares para maximizar la producción energética por metro cuadrado, alcanzando potencias de hasta 660 W, lo que resulta especialmente atractivo para proyectos con limitaciones de espacio como los que abundan en islas o zonas urbanas densas. A esto se suma el esfuerzo por mejorar el desempeño frente a cargas de viento, otro factor crucial en la región.

Pero ZNShine no se limita al producto. En un mercado donde las diferencias tecnológicas se acortan, la compañía ha decidido competir también desde el soporte. “Más allá del precio, definitivamente el factor decisivo es el soporte técnico, el servicio postventa”, dijo Neira. Este acompañamiento técnico no solo es valorado por los desarrolladores, sino que también permite a ZNShine tener mayor control sobre la garantía que ofrece.

En este sentido, la empresa ha optado por ser selectiva con sus clientes, priorizando aquellos que buscan calidad y que están dispuestos a trabajar colaborativamente. “Muchas veces nosotros los fabricantes elegimos al cliente porque sabemos quién de verdad quiere trabajar con un producto de calidad”, explicó. Esta postura se basa en una curva de aprendizaje común con el mercado, que ha llevado a una mayor conciencia sobre la importancia de la compatibilidad entre tecnología, condiciones geográficas y objetivos del proyecto.

Por eso, el trabajo previo con los clientes —que incluye reuniones técnicas para entender la geografía, las necesidades y las condiciones de instalación— se ha convertido en un pilar de la estrategia comercial de la empresa. “Lo primero es hacer una reunión para identificar cuáles son las condiciones geográficas, cómo se va a instalar el proyecto, cuál es la necesidad del cliente, y asesorarle en que precisamente lo que instale sea perfecto para su proyecto”, explicó.

La colaboración también se extiende a otros actores del ecosistema. Las alianzas con fabricantes de otros equipos han permitido a ZNShine garantizar la compatibilidad entre módulos, inversores y estructuras, y al mismo tiempo posicionarse mejor en la región. “Eso también ha hecho que la marca cada vez crezca más”, comentó.

Este enfoque integral ha comenzado a dar frutos en Latinoamérica. La empresa ya cuenta con una red consolidada de distribuidores en la mayoría de los países de la región, lo que ha impulsado su presencia en el segmento de generación distribuida comercial e industrial, además de su participación en proyectos de gran escala.

A modo de cierre, Neira sostuvo que el éxito de la tecnología solar depende de múltiples actores, y que el papel de fabricantes como ZNShine es acompañar el desarrollo con soluciones fiables a largo plazo. “Desde el punto de vista ZNShine, cuentan con toda la tecnología y con un equipo que está listo para asistirlos en todos sus proyectos, dándoles productos de calidad a precios muy competitivos”, concluyó.

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República Dominicana comienza a marcar el rumbo para el despliegue de soluciones con almacenamiento energético en el Caribe. A través de la Resolución CNE-AD-0005-2024, la Comisión Nacional de Energía estableció que los nuevos proyectos fotovoltaicos entre 20 MWac y 200 MWac deberán incorporar baterías con al menos el 50% de su capacidad instalada, con una duración mínima de cuatro horas.

En este nuevo escenario, Seraphim, fabricante Tier One de módulos y celdas fotovoltaicas, afianza su posicionamiento como proveedor integral para proyectos no sólo de energía solar sino también de almacenamiento energético. “Hace un año nos presentamos acá como Seraphim solamente fabricante de paneles solares fotovoltaicos”, recuerda Nicholas Serrano, gerente técnico para Latinoamérica de Seraphim.

En una entrevista audiovisual en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Serrano describe cómo el contexto global llevó a la compañía a dar un paso más allá: “Para ser más competitivos, los fabricantes se han ido direccionando hacia el mercado de inversores y almacenamiento para entregar todo un paquete hacia los clientes”.

En esa línea, Seraphim selló en 2024 una alianza estratégica con CRRC, el gigante chino reconocido por su liderazgo en electrónica de potencia y transporte ferroviario de alta velocidad. Esta colaboración apunta a robustecer la presencia de Seraphim en soluciones de almacenamiento para Latinoamérica, integrando tecnologías que ya aplican en mercados como Estados Unidos y Europa.

El referente técnico precisa que la empresa ofrece soluciones completas para los segmentos comercial-industrial y utility-scale que ya han sido probadas en países como Jamaica. “Tenemos toda la gama de productos, porque como tal es un sistema: tenemos las baterías, tenemos los PCS, también tenemos el sistema de monitoreo y control desde una parte modular que sería desde el BMS (Battery Management System) y de ahí vamos al EMS (Energy Management System)”, explica.

Además, agrega un diferencial competitivo: “Tenemos subestaciones prefabricadas donde tenemos transformadores que elevan ya la tensión del PCS a una línea de media”, lo cual permite ofrecer bloques completos de almacenamiento integrados a la red.

Nicholas Serrano remarcó que la estrategia de expansión de Seraphim contempla presencia en toda América Latina, aunque identifica mercados estratégicos con necesidades particulares de almacenamiento.

“Hay dos países que son claves debido a sus condiciones geográficas como la República Dominicana y Chile”, señala. En el caso dominicano, menciona que se trata de una isla sin conexión regional, con escasa disponibilidad de recursos fósiles e hidroeléctricos, lo que la hace altamente dependiente de soluciones tecnológicas para fortalecer la red y avanzar en su transición energética.

La urgencia por robustecer el sistema también quedó plasmada en las palabras del ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, quien anticipó durante FES Caribe que las distribuidoras convocarán a una licitación de largo plazo en la que tecnologías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.

Para responder a estas necesidades, Seraphim acompaña a sus clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto, incorporando servicios postventa como mantenimiento, monitoreo y acuerdos de servicio a largo plazo.

“Tenemos contratos de extensión de garantía donde le damos la facilidad a los clientes y la confianza de que en el sistema de la vida útil nosotros vamos a estar con ellos”, manifiesta Serrano, y profundiza: “No es como cuando tú compras un vehículo y a los cuatro años lo vendes y te vas. Acá estamos hablando de 15, 20, 25 años”.

En efecto, la empresa cuenta con acuerdos Long-Term Service Agreement (LTSA), que incluyen monitoreo constante y mantenimiento preventivo, para asegurar que los sistemas funcionen sin desviaciones en su desempeño técnico. Esto podría resultar atractivo para los 20 proyectos PV + BESS candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030, que representan 1.860 MW de capacidad instalada y cerca de 542 MWh de almacenamiento.

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¿Qué ocurre cuando las redes eléctricas fallan y nadie lo detecta a tiempo?

Para muchas distribuidoras, esa pregunta se traduce en pérdidas millonarias y miles de usuarios sin respuesta. En un entorno donde cada segundo cuenta, identificar una anomalía después de que ocurre ya no es suficiente.

Consciente de este desafío, ESG Utilities, empresa del grupo BLC Global, desarrolló una solución diseñada para anticiparse a los problemas antes de que se vuelvan visibles: el módulo de detección de anomalías de Optimum SM. Pensado para anticipar fallas, reducir pérdidas y garantizar la calidad del servicio, este módulo se consolida como un aliado estratégico para quienes gestionan redes eléctricas cada vez más complejas.

Hoy, detectar lo inesperado ya no es opcional, es parte de una operación inteligente. El módulo de detección de anomalías de Optimum SM ofrece una forma automatizada y adaptable de identificar fallas con gran precisión. Gracias a sus reglas de análisis personalizables y al monitoreo de variables eléctricas críticas, permite detectar comportamientos inusuales, conexiones irregulares o caídas de suministro antes de que generen pérdidas mayores.

Uno de sus grandes diferenciales es la flexibilidad operativa: el módulo se integra fácilmente a infraestructuras ya existentes y se comunica con múltiples sistemas, permitiendo adaptar las reglas de detección según el tipo de red, región o perfil de usuario. Así, distribuidoras y comercializadoras pueden acceder a un control preciso, escalable y personalizado, sin realizar grandes modificaciones técnicas.

“Las distribuidoras necesitan soluciones que no solo funcionen hoy, sino que acompañen sus desafíos futuros. El módulo de anomalías fue pensado con esa visión: crecer con la red y anticiparse a sus problemas”, comentó Matías Calvaresi, Gerente de Producción de ESG Utilities.

Una herramienta que transforma datos en decisiones estratégicas

Más que una solución operativa, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM tiene un impacto directo en la rentabilidad del negocio. Su implementación permite prevenir pérdidas por energía no facturada, reducir el tiempo de respuesta ante incidentes, mejorar el uso de recursos técnicos y reforzar la continuidad del servicio.

Cuando la anomalía no es identificada, las consecuencias no tardan en aparecer: pérdidas en ingreso, infraestructura deficiente y usuarios insatisfechos. Frente a este escenario, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM, permite anticiparse, actuando antes de que los problemas se hagan visibles. Analiza el comportamiento eléctrico, identifica patrones irregulares y activa alertas precisas que habilitan una intervención rápida, que dan como resultando menos pérdidas, mayor eficiencia operativa y una red más confiable.

Entre sus principales beneficios se destacan la identificación temprana de irregularidades y pérdidas no técnicas en el sistema de medición, la adaptabilidad a múltiples entornos operativos, y la capacidad de reducir costos operativos sin comprometer la calidad del servicio. Todo esto, permite decisiones más ágiles, ingresos asegurados y un retorno de inversión.

Más que una herramienta de control, el módulo de detección de anomalías de Optimum SM representa una ventaja competitiva para quienes operan redes complejas: una solución concreta y escalable para convertir datos en decisiones y anticiparse a los problemas antes de que impacten. Porque gestionar con visión también es parte de construir el futuro de la energía.

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La Asociación de Generación Renovable (AGR) de Chile anunció la  incorporación de cinco nuevas empresas a su base de socios, fruto de la integración de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en un nuevo movimiento gremial dentro del sector energético del país. 

Las firmas que se suman al gremio son GENERHOM, Collil, Hidromaule, Besalco Energía Renovable y Scotta Chile, todas con reconocida experiencia en generación hidroeléctrica a pequeña y mediana escala. 

Actualmente, AGR agrupa a actores clave como Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica. Y tras la reciente integración, la capacidad de las empresas asociadas al gremio asciende a 3000 MW en operación y 12850 MW en proyectos renovables en desarrollo, posicionándose como una fuerza relevante en el impulso de una matriz energética más verde.

Jaime Toledo, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica, continuará como presidente del gremio; mientras que según pudo averiguar este portal de noticias, Rafael Loyola tomará el puesto de director ejecutivo, mismo cargo el que se desempeñó en APEMEC

“Esta convergencia entre actores históricos de las energías renovables no convencionales y  empresas generadoras hidroeléctricas representa una señal clara: el futuro energético de  Chile se construye desde la colaboración, la diversidad tecnológica y el compromiso  territorial”, señaló Toledo en un comunicado. 

“Hoy somos el único gremio integrado exclusivamente por empresas que producen energías renovables, y eso refuerza nuestro propósito común de avanzar hacia la  transformación de la matriz energética para que los chilenos puedan disfrutar de más energía limpia y sostenible”, agregó. 

Y cabe recordar que la Asociación de Generación Renovable se conformó tras la salida de Acciona Energía, Mainstream Renewable Power, RWE y el Grupo Ibereólica de ACERA, lo que marcó un hito en la industria, no sólo porque una de las empresas era fundadora de dicho gremio, sino también porque marcó una disconformidad con la representación gremial y la falta de defensa de ciertos puntos en la actualidad en un contexto desafiante. 

Por lo que con este nuevo paso y la fusión con APEMEC, AGR busca mantenerse como una plataforma abierta al diálogo y la acción, con la mirada puesta en un modelo energético más limpio, competitivo y alineado con los desafíos y objetivos climáticos del presente y del futuro del país y la región. 

Incluso, el gremio mantiene tres líneas claves abiertas según lo informado a mediados del mes pasado: la modernización de los criterios de operación de la red, implementación de sistemas automáticos de control de transferencias de energía en el sistema de transmisión y la instalación de baterías. 

La revisión al Decreto Supremo N°125 que se está realizando actualmente ya incluye lineamientos para proyectos BESS, pero en aquel entonces insistieron que se necesitan ajustes normativos más profundos. Sumado a que compartieron su preocupación para los próximos años: en caso de que no se adapte la regulación para que las ERNC a gran escala compitan de igual a igual con las fuentes fósiles y los PMGD, el riesgo podría ser internalizado por los agentes del sector y, como consecuencia, “los precios de la energía tenderán a subir o mantenerse”. 

La entrada Unión de gremios: AGR de Chile integró a APEMEC y sumó cinco nuevos socios hidroeléctricos se publicó primero en Energía Estratégica.

Coral Energía se prepara para alcanzar un hito clave en su estrategia de expansión: cinco proyectos solares estarán en operación comercial en los próximos meses, según confirmó Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de la compañía. 

El avance se da tras cerrar exitosamente el financiamiento de sus iniciativas. “Cerramos el financiamiento de los proyectos con bancas locales, un préstamo sindicado de bancos argentinos. Y estamos con todos los cronogramas”, declaró Álvarez en diálogo con Energía Estratégica. 

En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven. 

“Esos proyectos están avanzando en paralelo, con toda la gente en sitio en la construcción y con todos los componentes comprados”, precisó el ejecutivo.

Con esta logística en marcha, Coral Energía proyecta que los cinco parques solares estarán en operación comercial en el corto plazo. Esta primera tanda es solo el inicio de una hoja de ruta que abarca diez proyectos fotovoltaicos en total, adjudicados tanto a nivel nacional como provincial.

“El plan de construcción fue dividido en dos etapas para garantizar eficiencia en los costos y un despliegue ordenado de recursos. En la primera etapa entra todo lo que es San Juan, Córdoba, Santa Fe y en la segunda etapa Corrientes y Santiago de Estero”, 

Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.

“Por tanto, dentro de tres o cuatro meses tendremos COD para los cinco primeros proyectos construidos y operando, y vamos a tener en construcción todo el resto”, subrayó el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía. 

Visión a largo plazo y nuevas apuestas

Cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.

En paralelo, como parte de su hoja de ruta hacia 2030, Coral Energía se ha trazado el objetivo de alcanzar 1 GW en contratos renovables firmados. Para lograrlo, deberá sumar 830 MW adicionales en los próximos cinco años, consolidando su perfil como actor relevante en la transición energética de Argentina.

Por tal motivo es que la empresa aprovechará una nueva oportunidad y el entrevistado confirmó su participación en la licitación AlmaGBA, que contempla hasta 500 MW de capacidad BESS a instalarse en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires. 

La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.

AlmaGBA: Así es el contrato que regulará la licitación de 500 MW de baterías de Argentina

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

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Seraphim avanza con paso firme en su expansión latinoamericana con soluciones para el sector fotovoltaico y de almacenamiento energético, consolidando una estrategia basada en la integración horizontal como diferencial competitivo. 

Esta decisión responde a una visión corporativa que busca optimizar recursos, acelerar tiempos de implementación y potenciar capacidades mediante alianzas de alto valor.

“Nuestro estilo de trabajo está orientado a la integración horizontal. Hemos elegido trabajar con aliados que nos puedan suministrar todo aquello que nosotros no tenemos integrado verticalmente”, manifestó José Luis Blesa, director para Latinoamérica de Seraphim, durante una entrevista destacada en el marco de Future Energy Summit (FES) Argentina. 

La compañía considera que, en lugar de construir desde cero toda la cadena de valor, resulta más eficiente colaborar con actores líderes que ya disponen de tecnología, infraestructura y escalabilidad operativa.

Ese enfoque estratégico ha llevado a Seraphim a establecer acuerdos clave con dos gigantes tecnológicos chinos. Por un lado, Xiamen New Energy Company, una firma de capital mixto que opera como socio logístico y financiero de primer orden. 

Por otro lado, la compañía cerró una alianza con CRRC Corporation, fabricante número uno en China y tercero a nivel global en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). Este acuerdo ha sido determinante para sumar electrónica de potencia y soluciones BESS a la oferta tecnológica de Seraphim, históricamente centrada en módulos solares. 

“Con esas alianzas hemos conformado un conglomerado entre las tres compañías, lo que nos está permitiendo posicionarnos como una compañía con capacidades únicas en el mundo”, destacó Blesa.

Desde 2024, Seraphim comenzó a integrar a su portafolio desarrollos propios de electrónica de potencia e inversores, consolidando una propuesta de valor que apunta a convertirse en un proveedor de soluciones llave en mano. 

“En vez de enfocar nuestro capital de trabajo hacia fábricas nuevas, hemos optado por optimizar esa opción a partir de asociarnos con otras compañías que tengan facilidades”, indicó Blesa, ratificando el cambio de paradigma en la estrategia corporativa.

Dentro de esta nueva etapa, los sistemas BESS ocupan un lugar central en la visión de Seraphim para el año 2025, dado que su desarrollo permitirá transformar estructuralmente el funcionamiento de la industria fotovoltaica. 

“La importancia del sistema BESS viene a cambiar la ecuación y es un cambio total de paradigma en la industria”, puntualizó Blesa. Con esta integración, Seraphim apunta a liderar la transición energética mediante soluciones completas que contemplen generación solar y almacenamiento.

Trayectoria sólida y posicionamiento global

El impulso hacia el almacenamiento energético y la diversificación tecnológica encuentra respaldo en una trayectoria de más de una década como fabricante Tier-1. 

“Seraphim es una de las empresas que, en la última década, nunca ha fallado en la calificación de fabricante Tier-1”, remarcó Blesa, en referencia al estándar de evaluación que mide confiabilidad financiera, volumen de producción y presencia global.

La compañía ha suministrado más de 40 GW en módulos fotovoltaicos en más de 120 países, lo que respalda su crecimiento sostenido y su capacidad de ejecución a escala. Esa solidez le permite ahora avanzar hacia un nuevo posicionamiento, donde el liderazgo no se limite a la fabricación de módulos, sino que abarque el desarrollo de soluciones integradas para proyectos de generación solar y almacenamiento energético.

Con una estrategia centrada en la colaboración, el aprovechamiento inteligente del capital de trabajo y la expansión de sus capacidades tecnológicas, Seraphim se posiciona como uno de los referentes globales en el nuevo ecosistema energético que combina fotovoltaica, electrónica de potencia y almacenamiento.

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Este 2025 podría estar marcado por el retorno a la inversión en el sector energético de México. Con la entrada en vigor de ocho leyes secundarias en el primer trimestre del año, se establecieron nuevas reglas de juego para todos los actores del mercado.

Entre ellas, la Ley del Sector Eléctrico (LESE) destaca por su impacto en la contratación de energía, especialmente para los Suministradores de Servicios Básicos, al permitirles adquirir electricidad mediante contratos directos con generadoras o a través del Mercado Eléctrico Mayorista operado por el CENACE.

En este nuevo entorno, compañías como NISA Energy detectan un “optimismo moderado”, pero sustentado, para avanzar en proyectos de generación de gran escala que estuvieron en stand by en el último sexenio, pero fundamentalmente con instalaciones para generación distribuida, autoconsumo y abastos aislado en distintas tecnologías.

La empresa, que ya cuenta con una capacidad instalada por arriba de los tres dígitos, confía en que el marco legal y operativo se irá clarificando para permitir un despliegue más dinámico. Clarifican que es vital las sinergia público privadas para el desarrollo de proyectos emblemáticos que impacten en la confiabilidad del sistema nacional

Un frente de oportunidad lo representa el almacenamiento de energía. Las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) publicadas en septiembre de 2024 establecieron el marco inicial para la integración de baterías al Sistema Eléctrico Nacional.

“Las nuevas disposiciones representan un paso en la dirección correcta, sobre todo para proyectos de autoconsumo y abasto aislado que históricamente han enfrentado trabas normativas”, asegura Salomón Ashkenazi, CEO de NISA Energy.

Sin embargo, según Ashkenazi, “aún hace falta una regulación complementaria que dé certeza técnica y financiera a quienes apuesten por este sector”.

Una de las medidas más esperadas por la industria es la implementación de ventanillas únicas para nuevos proyectos, que de acuerdo con el CEO de NISA Energy podrían destrabar interconexiones en segmentos clave.

Además, el artículo 68 de la LESE contempla mayores alternativas para el consumo propio. Por ejemplo, los usuarios con instalaciones de hasta 0.7 MW estarán exentos de permisos, mientras que los proyectos de entre 0.7 MW y 20 MW destinados al consumo en sitio serán promovidos en polos de desarrollo y parques industriales.

“Eficientar los procesos de tramitología es clave. Si eso se concreta, se pueden habilitar muchos más proyectos que están detenidos solo por cuestiones administrativas”, enfatiza el directivo.

Este escenario de establecimiento del nuevo marco legal y regulatorio se complementa con un renovado interés del gobierno en atraer inversión privada. En la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico se prevé adicionar una capacidad de generación importante al 2030, apalancada por hasta 23,000 millones de dólares de inversión.

Pero el potencial real podría ser incluso mayor. “El crecimiento puede ser más agresivo si se impulsan esquemas como el autoconsumo, que ya están ganando tracción gracias a las nuevas reglas”, destaca Ashkenazi.

Con experiencia en distintas etapas de proyectos energéticos y un historial superior a los 100 MW, NISA Energy observa que el panorama mexicano presenta una alineación favorable de política pública, normativa y oportunidades de negocio.

En ese sentido, la empresa considera que la ventana de oportunidad actual es ideal para los distintos jugadores del sector. Desarrolladores, EPCistas, suministradores, inversionistas que busquen posicionarse en un mercado que se reactiva con señales cada vez más claras.

“México está empezando a remover las barreras que por años limitaron el crecimiento del sector eléctrico moderno. Si sigue por este camino, estoy seguro que como país México será el hub regional de energía limpia y eficiente a nivel internacional”, concluye Salomón Ashkenazi.

La entrada México ante un «optimismo moderado» para invertir: NISA Energy se enfoca en infraestructura renovable de nueva generación se publicó primero en Energía Estratégica.

La presión por atender una demanda energética cada vez más volátil en Centroamérica y el Caribe, agravada por el cambio climático y años de rezago en inversión, ha abierto un espacio para soluciones energéticas rápidas, flexibles y adaptadas. En este contexto, Aggreko ha desplegado un portafolio híbrido con opciones modulares y personalizadas de almacenamiento de energía que, en palabras de su gerente de desarrollo de negocios para la región, María Esparza, “ya están paquetizadas” y listas para responder tanto a emergencias como a nuevos desarrollos.

Durante su participación en ¿Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Esparza detalló que la empresa, reconocida históricamente por sus sistemas térmicos móviles, desde 2017 amplió su oferta incorporando almacenamiento en baterías. Hoy, el modelo de negocio incluye dos configuraciones estándar: “1 MW por 30 minutos o 1 MW por 1 hora. Entonces, según el cliente necesitas uno, necesitas dos, necesitas tres…”.

La propuesta se destaca por su inmediatez. “Es una solución bastante rápida, con una instalación en muy corto tiempo que te puede traer beneficios inmediatos”, explicó. Si bien Esparza reconoció que estas soluciones “no te van a dar absolutamente todos los servicios que puede brindar una batería porque son sistemas paquetizados”, sí están pensadas para aplicaciones concretas que resuelven desafíos inmediatos en la región, como el incremento en la demanda por olas de calor o cortes de suministro por fenómenos meteorológicos extremos.

Pero Aggreko no se limita a estas alternativas con disponibilidad inmediata. “También ofrecemos soluciones de almacenamiento que no necesariamente estén ya paquetizadas y las tengamos en stock porque somos agnósticos tecnológicamente hablando”, afirmó. En estos casos, la compañía se encarga de todo el proceso: desde la ingeniería y procura, hasta la operación y mantenimiento. Este modelo “tailor-made” permite adaptar la tecnología al cliente, y según Esparza, es más adecuado “para proyectos de mayor complejidad donde la instalación rápida no es el driver que está moviendo la necesidad sino más bien algo a medida y para un tiempo más prolongado”.

La lógica de este enfoque responde a una región con realidades diversas, donde conviven mercados con altas tasas de electrificación y otros donde aún persiste el déficit. “En algunos países la transición energética puede representar añadir más renovable a la matriz y en otros incluso electrificar porque hay países de Caricom, aunque no lo crean, que todavía tienen alrededor de 80% de electrificación, es decir, el 20% de la población no tiene acceso a energía”, señaló Esparza. En estos casos, explicó, lo prioritario no es una gran planta solar o eólica con batería, sino la generación distribuida: “Gente que para mejorar su salud, su educación y sus condiciones de vida necesita energía”.

Por otro lado, el cambio climático ha impuesto nuevas presiones al sistema. Países como República Dominicana, donde el componente hídrico es mínimo, han experimentado aumentos inesperados en la demanda. “No tenemos hidro, pero el cambio climático es tan abismal que la demanda ha incrementado porque los requerimientos de climatización así lo han demostrado”, afirmó. Esta combinación entre aumento de consumo y limitada capacidad instalada ha expuesto debilidades estructurales.

A ello se suma lo que Esparza describió como un “tercer driver” de negocio aunque en una primera lectura no lo pareciera: el rezago en inversión. “Es cuando vemos activos obsoletos, vemos líneas de transmisión insuficientes o vemos que no hay nuevas licitaciones”, señaló. Según ella, esta acumulación de factores ha abierto oportunidades de negocio para todas las tecnologías: “para la térmica, para la renovable, para la batería, etcétera”.

Sin embargo, el despliegue masivo del almacenamiento enfrenta una barrera clave: la regulación. “Básico: hay que tener claridad en la remuneración porque si no nadie va a invertir”, afirmó. Aunque destacó avances, advirtió que muchas normativas siguen siendo ambiguas. “Las regulaciones a veces son como muy ambidiestras, tienen que ser un poco más concretas y directas, y que las empresas o el inversionista sepa cuánto va a remunerar según el servicio que se va a prestar”.

La falta de un marco tarifario definido para variedad de servicios de almacenamiento limita la rentabilidad y desincentiva la inversión privada. Como ejemplo, Esparza mencionó que algunas resoluciones recientes en la región han permitido el despacho por mérito económico, pero han dejado de lado otros usos fundamentales.

Consultada sobre si la región llegó tarde a la incorporación del almacenamiento en batería, Esparza fue clara: “Para mí el mercado es el que te dicta según cada país y cada región cuál es el momento apropiado para hacer esas regulaciones”. Agregó que la actual urgencia por adoptar soluciones de almacenamiento se debe a que durante años se postergaron inversiones claves.

En su visión, países como República Dominicana aún están a tiempo de planificar bien, ya que no han alcanzado niveles de penetración renovable que generen inestabilidad. “Yo particularmente creo que Dominicana lo está haciendo bien porque todavía no tiene una penetración tan alta como para traer problemas”, concluyó.

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El Poder Ejecutivo de Chile presentó un conjunto de indicaciones al proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, con una serie de ajustes clave que redefinen el esquema financiero, técnico y regulatorio de la medida. Las modificaciones, ingresadas en el segundo trámite constitucional, apuntan a equilibrar la sostenibilidad fiscal con la viabilidad operativa del sistema eléctrico nacional.

Una de las principales correcciones consiste en acotar temporalmente la aplicación del subsidio. La iniciativa del Ejecutivo elimina el año 2024 como periodo de aplicación y restringe el beneficio a los años 2025 y 2026, dejando fuera cualquier posibilidad de extensión hacia 2027 sin una nueva revisión legislativa.

Asimismo, se propone un tope anual de recursos provenientes del cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (FET) , el cual será de $250.000 millones en 2025 y $260.000 millones en 2026, con una reducción significativa a $135.000 millones para 2027, solo en caso de ser necesario. 

Este ajuste se complementa con el uso exclusivo de instrumentos financieros en moneda local para la administración del Fondo, buscando protegerlo de riesgos cambiarios y dar mayor estabilidad.

Otro eje clave es la redefinición del controvertido Cargo FET, que prevé que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios eléctricos, originalmente hasta 2027 o 2028 a través de un eventual cargo de compensación.

Sin embargo, esta medida fue fuertemente criticada por el sector de energías renovables en Chile. La iniciativa fue calificada como un “grave” problema regulatorio y constitucional, acusando que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo del sector. El impacto directo del Cargo FET en los ingresos de los PMGD fue uno de los argumentos más repetidos por las asociaciones del sector.

Por lo que, entre las nuevas indicaciones, se establece una reducción del valor del Cargo FET a $0,5 por kWh, a todos los retiros que realicen las empresas generadoras desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts a efectos de comercializarla con distribuidoras o clientes finales. 

Además, se introduce un mecanismo de reajuste semestral según el índice de precios al consumidor (IPC), limitando su impacto a la inflación y no al precio de la energía.

El Coordinador Eléctrico Nacional será el encargado de recaudar el Cargo FET y transferir los recursos al Fondo de Estabilización de Tarifas, consolidando su rol como ente técnico-financiero central en el nuevo esquema de subsidios.

El documento oficial también introduce ajustes para que, tras cada proceso de concesión del subsidio, el Ministerio de Energía elabore un informe de proyección financiera, considerando tanto la recaudación esperada del Cargo FET como la nómina adjudicada, para asegurar el flujo constante de recursos.

El nuevo texto mantiene el mecanismo por el cual los aportes fiscales podrán incrementarse en hasta $40.000 millones anuales durante 2026 y 2027, siempre y cuando siga vigente la sobretasa al CO₂ de USD 3 por tonelada (originalmente era de USD 5 x tCO2. También se establece que, a partir de 2028, todos los recursos del Fondo deberán destinarse exclusivamente al pago de documentos emitidos bajo leyes anteriores, sin nuevos subsidios asociados.

Con estas modificaciones, el Ejecutivo intenta equilibrar el alivio tarifario a los consumidores con la sostenibilidad fiscal y operativa del sistema, mientras responde parcialmente a las críticas del sector privado. Sin embargo, el debate legislativo sigue abierto, y la definición final dependerá de cómo se resuelva el conflicto entre las metas sociales del subsidio y los efectos económicos sobre el desarrollo de nuevas iniciativas renovables.

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Trina Tracker, la división especializada en seguidores solares de la multinacional Trina Solar, proyecta un fuerte posicionamiento en Centroamérica y el Caribe. Con una combinación de soluciones robustas, inteligencia artificial y una visión centrada en el cliente, la empresa busca afianzarse como un actor clave en los nuevos proyectos de generación renovable de esta región. Las licitaciones abiertas serán decisivas para aprovechar esta oportunidad histórica.

Paulina Muñoz, Sales Manager para México, Centroamérica y el Caribe de Trina Tracker, afirma que cada implementación representa un potencial caso de éxito. “Cada cliente es distinto, cada proyecto es distinto y tiene ciertas condiciones a las que nuestras soluciones se deben adaptar”, manifiesta. Según detalla, el acompañamiento desde el diseño hasta la puesta en marcha es un elemento diferencial: “Una parte fundamental para maximizar la rentabilidad y la eficiencia de un proyecto solar es un acompañamiento durante toda la etapa del proyecto”.

La referente empresaria destaca que la personalización técnica es clave para optimizar la generación. “Nuestro equipo regional de geotecnia y de ingeniería puede dar una atención muy personalizada al cliente”, remarca. A esto se suman soluciones tecnológicas que impulsan la producción energética como sus seguidores solares.

“Tenemos una gama de soluciones que buscan la maximización de la producción de energía en un proyecto solar y como resultado la disminución del LCOE”, comenta.

Entre las innovaciones que ha trabajado la empresa para este tipo de componentes se encuentra su Smart Track, un sistema con IA que mejora el rendimiento ante condiciones como irradiancia difusa y sombreado entre módulos. Con su aprovechamiento, sus soluciones “se adaptan a la necesidad de cada uno de los proyectos”, resalta Muñoz.

Además, Trina Tracker introduce continuamente mejoras significativas que permiten ser más eficientes en tiempos de instalación. “Tenemos varias mejoras dentro de esta estructura que nos permiten tener una instalación mucho más corta con mucha menor cantidad de elementos, lo que reduce de gran manera el costo de instalación de un proyecto”, afirma.

Las declaraciones de Muñoz fueron compartidas durante un panel de debate en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), donde también se abordaron las oportunidades que representan las licitaciones en la región.

En ese marco, la representante de Trina subraya: “Se ve con mucha expectativa las licitaciones que pueden haber en el mercado, lo que ha presentado lo que se ha conversado aquí en República Dominicana sin duda va a generar una inversión importante y por ende oportunidades grandes de negocio”.

El ejemplo más inmediato está en Guatemala, donde ya fue lanzada la licitación PEG-5, que contempla adjudicar 1.400 MW de energía renovable con contratos de entre 10 y 15 años.

“Guatemala lo ha hecho muy bien”, asegura Muñoz, señalando que estos mecanismos abiertos y competitivos permiten diversificar tecnologías sin limitaciones previas. En efecto, la licitación PEG-5 generaría un entorno favorable para que soluciones solares avanzadas como las de Trina demuestren su competitividad frente a otras tecnologías.

Mientras tanto, en República Dominicana se espera que este año se avance en una licitación para contratos de suministro de largo plazo para las distribuidoras EDENORTE, EDESUR y EDEESTE. Desde el Gobierno anticiparon que su lanzamiento es inminente y que buscarán atraer inversiones para cerrar brechas energéticas en el mercado.

“Se ve con mucha expectativa las licitaciones que pueden haber en el mercado. Lo que ha presentado y lo que se ha conversado aquí en República Dominicana sin duda va a generar una inversión importante y por ende oportunidades grandes de negocio.”, concluye Muñoz.

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La evolución de la generación fotovoltaica en Latinoamérica está siendo protagonizada por proyectos de pequeña escala, donde la generación distribuida y las minigranjas se consolidan como el eje del crecimiento sectorial, en contraste con el rezago en los grandes parques solares.

Desde JA Solar, uno de los principales fabricantes de módulos solares a nivel global, destacan que esta tendencia responde a un entendimiento profundo de las particularidades de cada país y a una estrategia técnica y comercial adaptada a dichas realidades.

“Todo el año 2023 y 2024 fue como lo digo yo de sembrar, de conocer”, manifiesta María Urrea, directora de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe en JA Solar. “Nos dimos cuenta de que la región tiene varias diferencias. No puedo ser igual en Jamaica que en Guatemala”, agrega.

La regionalización de sus capacitaciones técnicas y comerciales ha sido fundamental para el avance de JA Solar en la región. “Hemos empezado a especializarnos en las capacitaciones y entrenamientos a los epecistas y dar el conocimiento”, explica Urrea. La compañía no ofrece soluciones estandarizadas, sino que analiza cada proyecto y asesora sobre la tecnología más adecuada para optimizar eficiencia y rentabilidad.

En ese marco, la tecnología Topcon se posiciona como el componente central de su propuesta. Se trata de una solución con amplio reconocimiento en América Latina, que, según Urrea, “es una tecnología probada que ha tenido mucho éxito, que es eficiente” y que sirve como base de sus acciones para asegurar proyectos exitosos.

Uno de los segmentos clave para JA Solar es la generación distribuida, un mercado en franco crecimiento en la región. Así lo destaca la ejecutiva en una entrevista en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

Gracias a la compatibilidad de sus módulos con tecnologías como microinversores e inversores string, la empresa ha logrado ofrecer soluciones versátiles y eficientes. “Nuestros módulos son compatibles […] eso hace que generación distribuida para nosotros sea muy importante”, señala.

Así lo es en México, donde la generación distribuida supera los 4,4 GW dentro de un total de 12,5 GW de capacidad instalada en fotovoltaica, según datos de ASOLMEX. En 2024, este segmento fue el de mayor crecimiento, con más de 1 GW interconectado. Allí, JA Solar participa con fuerza: “En México tenemos el 30% del market share solamente en distribuida”, destaca la directiva.

Esta orientación cobra especial relevancia en países como Guatemala, donde las regulaciones favorecen este modelo. Allí, los Generadores Distribuidos Renovables (GDRs) y Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía (UAEE) alcanzan casi 255 MW, con 141 MW operando en el mercado mayorista, lo cual demuestra el gran potencial del país. JA Solar ha tenido un impacto notable gracias al módulo JAM66D45 LB de 620 W, ideal para strings largos y con beneficios en la reducción del LCOE.

“En Guatemala tenemos los GDRs de hasta 5 MW donde nosotros podemos contribuir […] porque ese módulo puede ahorrar en el LCOE”, afirma Urrea, remarcando el rol activo del equipo técnico que acompaña a los desarrolladores con asesoría constante para elegir la tecnología ideal para sus instalaciones.

En Colombia, por su parte, el segmento también crece de forma sólida. El país suma más de 452 MW en autogeneración, de acuerdo con datos de SER Colombia de agosto del 2024, dentro de los cuales 250 MW en 20 proyectos de autogeneración a gran escala (AGGE), 187 MW en 8766 proyectos de autogeneración a pequeña escala (AGPE) y 14,6 MW en 17 proyectos de mini granjas.. Urrea detalla que “en Colombia las minigranjas de 1 MW” son una muestra del dinamismo que puede darse en la instalación de esta tecnología.

Un aspecto diferenciador en la estrategia de JA Solar es la adaptación técnica de sus productos a las condiciones geográficas y climatológicas de cada mercado. En el Caribe, donde los huracanes representan una amenaza constante, la empresa realiza pruebas específicas para garantizar la resistencia de sus módulos solares.

“Estamos haciendo pruebas de vientos en nuestros laboratorios para confirmar que nuestros módulos pueden resistir las velocidades de viento que nos está exigiendo ese mercado”, explica Urrea. Con esto, la compañía busca asegurar soluciones no solo eficientes, sino también seguras y sostenibles en el largo plazo.

“Nos estamos enfocando por regiones para ser más competitivos y poder darle una solución eficiente al cliente y segura”, concluye la ejecutiva.

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Genneia avanza en uno de sus proyectos más estratégicos para la industria minera argentina: una línea de transmisión destinada a garantizar el suministro eléctrico de los principales yacimientos de litio en la Puna Salteña. 

Esta iniciativa no solo responde a la creciente demanda de minerales críticos en los mercados globales, sino que también busca facilitar la transición hacia una producción de litio con menores emisiones de carbono.

“Fuimos los primeros que propusimos el proyecto de línea de transmisión que unirá a los proyectos mineros de la región” destacó Gustavo Anbinder, director de Negocio y Desarrollo de Genneia, durante un evento. 

“El proyecto es llevar una línea de transmisión a dos de los salares más importantes que están donde se encuentra la masa crítica de la mayoría de la producción de litio a futuro, directamente conectándose al sistema interconectado argentino”, agregó. 

El plan contempla una línea de 230 kilómetros en alta tensión, que atravesará la puna salteña a 4000 metros de altura. Con una inversión estimada en USD 400 millones y un plazo de ejecución de 4 años, la obra es clave para derribar las barreras energéticas que hoy limitan la capacidad productiva de las mineras. 

“Es un desafío tecnológico interesante, entendiendo que la minería del litio necesita derribar las barreras que no les permite crecer en volumen”, enfatizó Anbinder.

“Por otro lado, hace unos años estamos trabajando con los principales actores mineros. Somos los principales generadores de energía renovable en Mendoza y San Juan, por lo que estamos trabajando con las mineras para los futuros proyectos de cobre que alimentarán el mercado mundial”, continuó.

Los proyectos cobran aún mayor relevancia en un contexto global marcado por la aparición de barreras paraarancelarias en mercados como Europa o Estados Unidos, que paulatinamente exigen más requisitos a los productos de exportación demostrar una baja huella de carbono. 

Con esta visión, la compañía no solo busca facilitar el crecimiento de la minería del litio, sino también contribuir a que Argentina se posicione como un proveedor competitivo en los mercados internacionales, donde la demanda de minerales críticos crece a un ritmo acelerado.

Una matriz energética en evolución

Genneia opera actualmente más de 1600 MW de capacidad instalada, de los cuales 1200 MW corresponden a generación renovable. Su portfolio energético está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, aunque la incorporación de nuevos parques fotovoltaicos permitirá alcanzar un equilibrio 50-50 en el corto plazo.

Además, la empresa proyecta alcanzar el 100% de generación limpia hacia 2030, respaldada por una ambiciosa cartera de 3000 MW en nuevos proyectos eólicos y solares. 

Este crecimiento se complementa con iniciativas clave en la electrificación de la industria extractiva, como los acuerdos con Vista y Shell para la electrificación de yacimientos petroleros a través del Mercado a Término, y la provisión de energía renovable a la minería. 

De esta manera, Genneia se consolida como un actor central en la transición energética de Argentina, no solo en capacidad de generación renovable, sino también con infraestructura crítica que permitirá a los sectores estratégicos cumplir con nuevos estándares de sostenibilidad a nivel global.

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Costa Rica marca un hito en la transición energética con la instalación del sistema de almacenamiento BESS más grande del país. El proyecto, de 11 MWh de capacidad y 6 MW de potencia, fue desarrollado por CFS en calidad de contratista EPC y se conecta a una empresa de distribución eléctrica, acoplándose además a un parque eólico existente.

Actualmente, la iniciativa transita sus etapas finales de pruebas encaminándose a la operación comercial, luego de haberse completado su instalación el pasado 31 de marzo. “El proyecto está terminando su puesta en marcha. Ya ha  realizado varios ciclos carga y descarga completa del banco de baterías como parte de las pruebas recomendadas por el fabricante en operación supervisada”, confirmó Christian Ferraro, presidente de CFS, en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

La solución, que consta de tres contenedores de almacenamiento y tres adicionales para conversión de energía y conexión a media tensión, integra tecnologías de CLOU (BESS + PCS + MV), ETAP (EMS) y la propia CFS en el diseño del BOP y ejecución EPC.

“Estamos muy contentos porque este proyecto no solo mejora la eficiencia y la estabilidad de la red, sino que abre la puerta a una integración más profunda de las energías renovables, permitiendo gestionar mejor la variabilidad de esas fuentes como la solar y la eólica”, destacó Ferraro.

La compañía, con más de 25 años de experiencia en soluciones para integración de generación y transmisión, impulsa este proyecto como parte de su estrategia de expansión. Su propuesta de valor incluye no sólo la ejecución de grandes obras de infraestructura eléctrica, sino también el desarrollo de soluciones integrales a través del concepto X2Grid, que conecta generación, cargadores eléctricos, movilidad e industria con sistemas de almacenamiento.

Según detalló Ferraro, este proyecto BESS en Costa Rica fue concebido como un sistema llave en mano. “Nosotros nos encargamos desde la selección y el suministro de los contenedores con las baterías, la construcción de las bases, el interconexionado de cableado de potencia y control, hasta el desarrollo del software que gestiona la carga y descarga de las baterías y SCADA”, subrayó.

Además, el sistema incorpora un avanzado Energy Management System (EMS), parametrizado localmente por CFS en colaboración directa con la utility. “La ventaja es que lo estamos haciendo hombro a hombro con el cliente, sin intermediarios externos, lo que permite un resultado óptimo y ajustes inmediatos”, aseguró el ejecutivo.

Aunque inicialmente se utilizará para arbitraje energético —cargando durante horas de baja demanda y despachando en picos para maximizar la rentabilidad—, el sistema está diseñado para ofrecer servicios adicionales, como regulación de frecuencia, en caso de que la normativa local lo permita. “La diferencia entre las tarifas de carga y descarga es el beneficio que justifica esta inversión. Y esperamos que haya interés en otras áreas en el futuro”, apuntó Ferraro.

El presidente de CFS también enfatizó en la capacidad de replicar esta solución en otros mercados de la región. “Estamos seguros de que podríamos haber completado este proyecto incluso más rápido, y para una siguiente oportunidad lo haríamos en menos tiempo. Conocemos muy bien la región y podemos adaptarnos a las necesidades de cada mercado y cliente”, afirmó.

CFS no solo apuesta por la eficiencia en la ingeniería y construcción, sino por ser un socio estratégico de largo plazo. “Los clientes tienen un proveedor para muchas soluciones, un ‘one-stop shop’. Ofrecemos una gran amplitud de servicios en media y alta tensión, lo que representa una ventaja competitiva clara”, concluyó Ferraro.

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El Ministerio de Minas y Energía adelanta un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos de energías renovables en Colombia. El anuncio lo hizo el viceministro de Energía (e), Jorge Andrés Cristancho, a través del 8vo Encuentro y Ferias Renovables LATAM, en Barranquilla.

Debido a la importancia de este plan de gobierno, se creó una mesa de alto nivel, liderada por MinEnergía, y conformada por MinInterior, MinAmbiente, la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), ISA y Ecopetrol para identificar los cuellos de botella que han causado la demora y/o parálisis de estos proyectos.

Como resultado del trabajo articulado, se identificaron 19 medidas con el principal propósito de agilizar los proyectos de energía renovable del país en cuanto a licenciamiento ambiental, consulta previa y articulación entre entidades, con las que se espera tomar acción y a través de las cuales se destacan:

1. La expedición de un decreto con la nueva metodología de asignación de puntos de conexión, que contiene un capítulo para casos especiales como la ronda eólica offshore y los proyectos que tienen todos los trámites y permisos, pero que requieren la conexión para iniciar.
2. Varios puntos de conexión están comprometidos en proyectos que podrían no seguir adelante. Sin embargo, si un proyecto se decide liberarlo, enfrenta la ejecución de garantías por incumplimiento. Por eso, se está trabajando en un mecanismo que permita a esos proyectos salir sin ser penalizados, para así liberar esos puntos de conexión y darles un mejor uso.
3. La constitución de una delegación a la UPME para la Creación del Sistema Nacional de Información de Proyectos Renovables.
4. Revisión jurídica de una resolución que define los lineamientos para el otorgamiento de permisos de exploración y explotación del recurso geotérmico (producción de energía a través de la tierra), que se espera salga a comentarios la próxima semana.

En este espacio, el viceministro Cristancho habló del plan 6GW Plus, el cual es el proyecto más importante del sector minero energético del Gobierno nacional, con el fin de diversificar y descarbonizar la matriz energética, vinculando al sector público y privado con un fin en común.

El funcionario reiteró el llamado a la Procuraduría General de la Nación para que acompañe la mesa interinstitucional que propone el Ministerio de Minas y Energía, con el fin de vigilar la gestión eficiente de las corporaciones, porque el 52% de los proyectos están estancados por trámites de estas, donde tan solo CorTolima tiene 12 proyectos detenidos, lo que representa 240 megavatios (MW) de energía que está dejando de incorporarse al Sistema Interconectado Nacional – SIN.

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Copec, a través de su filial Copec EMOAC -especializada en soluciones energéticas renovables- firmó un acuerdo con Ariztía, una de las principales empresas del sector agroalimentario en Chile, para abastecer todas sus plantas y operaciones con 108,6 GWh anuales de energía 100% renovable.

La alianza, firmada bajo la modalidad de cliente libre, tendrá una duración de siete años, comenzando el 1 de mayo de 2025 y extendiéndose hasta 2032, y permitirá a la empresa operar de forma continua con una matriz energética limpia, certificada y trazable en todo su sistema productivo a nivel nacional.

El suministro provendrá de fuentes como sol, viento, agua y biomasa, y estará respaldado por sistemas de trazabilidad energética, que permiten verificar el origen renovable de la energía a través de certificaciones internacionales I-REC y CER.

Además, se incorporarán herramientas de monitoreo en línea, reportes personalizados y servicios de asesoría continua para una gestión energética más eficiente y transparente.

“Estamos muy contentos hoy por acompañar a Ariztía en un nuevo hito: la integración de energías 100% renovables en sus operaciones. Lo hacemos a través de soluciones que fueron especialmente diseñadas a la medida de sus desafíos energéticos, reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de Chile y sus industrias en el contexto de la transición energética” señaló Arturo Natho, gerente general de Copec.

“En ARIZTIA estamos trabajando fuerte por elevar nuestras metas de sustentabilidad pensando en las futuras generaciones de chilenos. Hemos confiado este contrato a una gran empresa como Copec EMOAC, el cual nos permitirá bajar en forma importante nuestro impacto en el medioambiente. Otros aspectos de nuestro programa en que hemos sido líderes es el uso de envases reciclables, el uso eficiente del agua, el respeto y desarrollo de nuestras comunidades, la certificación de bienestar animal, a lo que se agrega esta nueva iniciativa, que nos impactará positivamente en minimizar nuestra huella de carbono.”, indicó Paulo Ariztia B., gerente general de Empresas Ariztía.

Impacto ambiental y eficiencia operacional

Se estima que, durante los siete años de duración del convenio, Ariztía podrá evitar la emisión de más de 21 mil toneladas de CO₂, contribuyendo significativamente a la reducción de su huella ambiental.

Esta cifra evidencia el impacto real que puede generar el sector productivo en la transición energética del país, y reafirma el compromiso de ambas compañías con los desafíos del cambio climático y la sostenibilidad a largo plazo. Ariztía se posiciona como un referente en su industria al incorporar energías limpias en sus procesos productivos, logrando de esa manera que en torno al 90% de sus procesos que requieren de energía eléctrica tengan cero emisiones.

Este acuerdo contó con el respaldo y la asesoría de Valgesta Energía y Alma Energía, quienes desempeñaron un rol clave en el diseño, estructuración y gestión del contrato, aportando su experiencia técnica y estratégica para asegurar una solución energética eficiente, sostenible y alineada con los objetivos de ambas compañías.

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Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, abrió un proceso de Solicitud de Información (RFI) como parte de su plan de expansión de activos de almacenamiento energético en Puerto Rico. 

En concreto, se buscan contratistas o empresas equivalentes para efectuar la instalación de 228 MW de capacidad de almacenamiento en baterías que se encuentran distribuidas en las centrales Costa Sur, Aguirre y Yabucoa. 

En tal sentido, esta empresa que opera como agente de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) invita a empresas con experiencia en construcción, ingeniería y energía a presentar información sobre su experiencia y capacidades para ofrecer servicios eléctricos en BESS. 

Los proveedores que deseen participar de este llamado en el mercado puertorriqueño, podrán acceder a mayor información en el micrositio de subastas de Genera PR, pero encontrarán todos los documentos vinculados en la plataforma Power Advocate, gestionada por Wood Mackenzie (ver más). 

En la sección de eventos públicos de la plataforma se encuentra un listado con convocatorias abiertas a las que se puede solicitar acceso. En concreto, este proceso de Genera PR se puede localizar con el buscador como RFI 234479. 

Quienes se registren y cumplan los requisitos de la Solicitud de Información podrán expresar su voluntad de participar hasta el día sábado 31 de mayo del 2025. 

Este proyecto denominado “Tesla Megapack” forma parte de todo un plan de Genera PR para adicionar unidades BESS con una capacidad total de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años.

Además de los proyectos en Costa Sur, Aguirre y Yabucoa, localizados al sur del archipiélago, Genera PR también ha planificado la instalación de BESS en Palo Seco, Veja Baja y Cambalache, este último de 52 MW y 208 MWh de energía. 

Para hacer negocios con Genera PR, los individuos o corporaciones nacionales y extranjeras interesadas deben cumplir con determinados requisitos para ingresar en el registro de proveedores. En su web, la empresa enumera una serie de certificados, seguros, declaraciones juradas, entre otros documentos a cumplir según cada perfil de proponente (ver). 

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Quantum America, consultora internacional comprometida con la excelencia, la innovación y el desarrollo sostenible en el sector de la electricidad, gas natural, agua y transporte, organiza el 22º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos y Cálculo de Tarifas. 

Como es habitual, este evento anual se llevará a cabo en Bariloche, Argentina. Serán cinco jornadas, del 26 al 30 de mayo del 2025, en las que se repartirán 45 sesiones de alto nivel para abordar fundamentos, teoría aplicada y el estado del arte de variedad de temas (ver programa). 

“Modelos de Subasta/Licitaciones para la Compra Óptima de Energía y Potencia” es el nombre de la exposición en agenda que se espera que tenga la mayor confluencia de participantes del sector eléctrico. 

Allí, se abordarán los diferentes mecanismos de compra-venta de energía y potencia, tipos de contratos y casos de éxito en el mundo. Al respecto, es preciso subrayar que Quantum America ha desarrollado Optime, un modelo de subasta que permite una selección eficaz de ofertas a adjudicar, tanto en subastas inversas como en subastas de sobre cerrado, que ya está siendo usado en países como Guatemala, Honduras y Panamá. 

«Hemos observado que muchas veces los oferentes no tienen conocimiento del modelo y por ende preparan ofertas deficientes», introdujo Sergio Damonte, gerente de negocios del sector de generación. 

De acuerdo con el ejecutivo, hay muchos detalles de cómo tienen que preparar la oferta y qué comportamiento tienen que tener durante la subasta, que los puede hacer ganadores o perdedores, de acuerdo al conocimiento que tengan de la herramienta.

Es por ello que en parte de las sesiones del seminario anual de Quantum se profundizará sobre la elaboración de ofertas pero también sobre las ventajas que reguladores y off-takers encontrarán al utilizar Optime para garantizar la objetividad, eficiencia y transparencia en el mecanismo de selección. 

“El comprador podrá entender los beneficios de utilizar un modelo como este y cómo se logra minimizar costos hasta llegar a los o el adjudicado, lo cual termina ayudando a la distribuidora a trasladar la mejora de precios de compra al cliente regulado”, observó Julián Nóbrega, gerente de proyectos de subastas. 

Aquello no es menor. Desde Quantum ya están apoyando a la Junta de licitación de Guatemala (compuesta por la CNEE, ENERGUATE y EEGSA), a la ENEE de Honduras y ETESA en Panamá a impulsar durante este año a sus licitaciones de potencia y energía a largo plazo. 

De allí que, los referentes de Quantum America profundicen sobre el modelo de simulación Optime, principalmente de la PEG-5, que ya fue lanzada y se perfila como la más convocante en la región. 

“Para la PEG5, estaremos lanzando una nueva versión de la plataforma de rondas sucesivas que trabaja por detrás con nuestro modelo matemático. Si bien va a tener de base las mismas características de que se utilizaron la PEG4, pensamos en adicionar funcionalidades nuevas para que sea más amigable desde el lado de los oferentes al hacer una oferta, poder entender cómo fueron variando los precios al pasar las rondas y cuándo fueron seleccionados o no. Y desde el lado del administrador, mejoramos la supervisión de su subasta en tiempo real, retratando los resultados de lo que se va dando ronda tras ronda”, anticipó Julián Nórbrega.

La consultora con más de 25 años de experiencia en servicios públicos, se mantiene a la vanguardia actualizando sus algoritmos matemáticos para lograr resultados competitivos también a medida de los requerimientos de cada mercado. 

“Para Honduras vamos a hacer cambios bastante radicales en nuestro modelo, que apuntan a simular el efecto de la transmisión sobre la subasta en sí, ya que en Honduras los límites de transmisión son muy importantes y es necesario de algún modo dar la señal a los oferentes para que ellos se ubiquen en los nodos donde realmente se necesita su inyección”, detalló  Sergio Damonte. 

Además, desde Quantum ofrecen la flexibilidad de adaptar su modelo de selección de ofertas, contemplando tecnologías emergentes no sólo vinculadas a generación sino también a almacenamiento de energía. En tal sentido, para productos de potencia firme ya se admiten ofertas de fotovoltaica con baterías, por ejemplo para el caso de Guatemala y Honduras. 

Para todos los interesados en acceder a todo el detalle y asistir al “22º Seminario Internacional de Regulación de Servicios Públicos”, la inscripción sigue abierta en la web oficial de Quantum America. Por otro lado, las capacitaciones bajo modalidad In Company sobre el modelo Optime podrán ser solicitadas por cualquier interesado, y se programarán exclusivamente en períodos en los que no haya subastas activas.  subast

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Solis consolida su posicionamiento en el Caribe ofreciendo una gama tecnológica adaptable a múltiples condiciones eléctricas, con una visión que prioriza la estabilidad de red, la eficiencia y la integración de baterías. La flexibilidad de sus inversores híbridos y la capacidad de escalar soluciones en paralelo representan una ventaja estratégica para los mercados insulares que demandan innovación robusta y resiliente.

«Tratamos de desarrollar una tecnología que se adapte, que se ajuste a la necesidad del mercado», destaca Marco Ricci, gerente de Ventas para Latinoamérica de Solis. Según detalla, el Caribe representa un escenarios complejos para un fabricante de tecnología, debido a la diversidad de estándares eléctricos.

«Hay países a 50 Hz, países a 60 Hz; países a 380 V, países a 480 V», explica Ricci. Esta realidad ha llevado a la compañía a implementar un enfoque de diseño altamente flexible, que considera tanto normas UL como IEC, que conviven en la región.

De allí, el ejecutivo en una entrevista durante Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), hace énfasis en la importancia de “tropicalizar” la oferta, no solo para responder a las exigencias técnicas, sino también para contribuir a mantener la estabilidad en redes con distintas configuraciones.

La necesidad de adaptar tecnologías a entornos complejos va de la mano con la evolución de la demanda en el Caribe hacia sistemas híbridos con baterías. En ese sentido, Solis ha venido diversificando su portafolio con nuevas líneas de inversores prioritariamente para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

«Solamente este año estamos lanzando nuevas familias de inversores híbridos», subraya Ricci, quien indica que la compañía apuesta especialmente por complementar instalaciones con baterías de litio de alto voltaje. Sin embargo, reconoce que el mercado del Caribe aún demanda muchas soluciones de bajo voltaje, y por eso han desarrollado equipos residenciales como el 12-16 kW split phase, pensado para esas configuraciones.

En el sector comercial e industrial, destaca el inversor híbrido de 30 kW versión UL, capaz de ser conectado en paralelo hasta seis unidades. Este modelo está especialmente diseñado para cubrir las necesidades energéticas de centros comerciales, hoteles e industrias, segmentos clave en mercados como República Dominicana y Puerto Rico.

«Ya ha visto saturarse la demanda de solar on grid y de ahora a 2, 3, 5 años va a haber un desarrollo muy importante del solar pero en términos de híbrida», advierte Ricci.

El avance en tecnologías híbridas se enmarca en una tendencia global. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), para alcanzar la meta de triplicar la capacidad de energías renovables al año 2030, será necesario sextuplicar el almacenamiento en baterías, condición clave para asegurar la estabilidad de las redes eléctricas. «Si no se amplía el almacenamiento en baterías […] se corre el riesgo de estancar la transición hacia energías limpias», advierte el organismo internacional.

En el Caribe, los países ya están dando pasos concretos en esa dirección. República Dominicana proyecta alcanzar una capacidad de 300 MW en sistemas de almacenamiento con baterías para 2027, de acuerdo con estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Por su parte, Puerto Rico contempla la instalación de 920 MW de almacenamiento, que incluyen 200 MW con capacidad de 2 horas y 680 MW con capacidad de 4 horas, según el primer Plan Integrado de Recursos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Estos desarrollos permiten ampliar la integración de renovables y mejorar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, algo que desde Solis ya anticipan como clave para consolidar su presencia en la región.

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DIPREM Global Services, compañía líder en gestión empresarial, cuenta con una amplia experiencia en la prestación de servicios integrales de capital humano y gerenciamiento de proyectos para distintas actividades productivas.

Con dos décadas de trayectoria, DIPREM ha consolidado su presencia en el sector energético, en particular en el campo de las energías renovables, donde acompaña activamente a las empresas en los nuevos desafíos que plantea el negocio.

El compromiso de la empresa con la innovación y el talento fue expuesto recientemente durante el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), un encuentro que congregó a más de 500 profesionales del sector energético para analizar los retos y oportunidades con los que se topan en la región.

En ese contexto, Paola Forero, Gerente Comercial de DIPREM, compartió la visión de la compañía sobre el futuro de las redes eléctricas, subrayando la importancia de un enfoque integral que debe estar acompañado por políticas públicas que no sólo integren nuevas tecnologías sino que también fortalezcan el desarrollo de capacidades técnicas locales.

“Ojalá todos los gobiernos impulsen en ese futuro: uno, la investigación; y dos, el desarrollo de talentos en todo lo que es energía”, subrayó Forero, advirtiendo sobre una posible escasez de personal especializado en los países que aún no han avanzado lo suficiente en este aspecto.

A nivel operativo, DIPREM ofrece un seguimiento completo, que va desde la provisión de mano de obra hasta la gestión regulatoria y administrativa, con un énfasis en la contratación local y el cumplimiento normativo.

“Acompañamos en toda la gestión del proyecto a todos los actores desde lo que es la provisión de mano de obra especializada y técnica”, explicó Forero. “Siempre intentamos proveernos de mano de obra local… aquí en Dominicana ya somos parte de ASOFER y estamos haciendo una base de datos importante para poder apoyar a los actores en las diferentes fases del proyecto”.

Este soporte incluye también tareas clave como los trámites migratorios, permisos regulatorios y la supervisión integral en salud, seguridad y ambiente (IHS), lo que permite a los clientes enfocarse plenamente en su actividad principal.

“Nuestros clientes… se puedan dedicar a su core business y descansen en nosotros todo lo que es la supervisión de la mano de obra o bien sea también que confíen en nosotros para proveerles esa mano de obra especializada”, detalló la gerente.

Otro eje estratégico de DIPREM es la formación técnica continua. En un contexto donde tecnologías como el almacenamiento en baterías son cada vez más relevantes, la compañía ha redoblado esfuerzos en educación especializada.

“Todos creo que hablamos de almacenamiento, ya decimos que es como el tema de moda, pero al final en profundidad hay mucho desconocimiento de los métodos, de las tecnologías de las baterías”, advirtió Forero.

Por ello, DIPREM articula planes de formación técnica adaptados a cada cliente y fase de proyecto, apalancándose en talento interno y convenios con instituciones académicas.

“Trabajamos con el cliente y con lo que está pasando con la IA, con la tecnología, hacemos todo un plan de formación, convenios con universidades, desde nuestros propios PMS hacemos todo un plan de capacitación de acuerdo a la necesidad del proyecto”, afirmó.

Además de la provisión de talento, DIPREM ha fortalecido su propuesta de valor con un robusto servicio de Business Process Outsourcing (BPO) o externalización de procesos de negocio, lo cual permite a las empresas delegar funciones clave con la seguridad de que serán gestionadas con eficiencia.

“Externalizar es delegar, y para ello necesitas que el proveedor te resuelva todo”, destacan desde la compañía. Esta solución incluye desde el onboarding personalizado hasta la dirección técnica, pasando por el control de costos y mejoras continuas en los métodos de trabajo.

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

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Este miércoles se celebró en Bogotá una nueva sesión de la Junta Directiva del Proyecto de Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá, donde la delegación panameña presentó avances concretos en la parte que le corresponde. Uno de los aspectos más relevantes fue el enfoque en las obras complementarias del trazado, que buscan beneficiar directamente a más de 40 comunidades rurales e indígenas actualmente aisladas en territorio panameño.

Durante su conferencia semanal, el Presidente de Panamá José Raúl Mulino destacó la importancia del Proyecto y reafirmó su respaldo político. “Este proyecto nos permitirá trabajar mejor, ubicar más energía y ampliar la matriz de producción energética en todo el sector”, señaló. “Si avanzamos y concretamos pronto la Interconexión con Colombia, he allí el mercado natural para vender la energía, quizás hasta Ecuador. Tenemos que hacerlo y estoy muy confiado en ese proyecto”, agregó.

La reunión fue encabezada por el Secretario de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, y el Viceministro de Minas y Energía de Colombia, Jorge Cristancho. También participaron el presidente de ISA, Jorge Carrillo; el Gerente General de ETESA, Roy Morales; el Gerente de ICP, Jorge Jaramillo; y el Embajador de Panamá en Colombia, Mario Boyd, junto a sus respectivos equipos técnicos.

Durante la sesión se presentó un cronograma de trabajo detallado, que establece tareas institucionales y técnicas para garantizar que la construcción del proyecto iniciará en el segundo semestre de 2026.

“El Proyecto de Interconexión no solo representa una oportunidad para robustecer nuestro sistema eléctrico y abrir nuevos mercados regionales, sino que también permitirá saldar una deuda histórica con comunidades que han estado desconectadas física y socialmente del resto del país”, afirmó el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola.

La Interconexión Colombia–Panamá se perfila como una de las obras más relevantes para la integración energética de América Latina, combinando visión estratégica con impacto social.

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La Asociación de Pequeños y Medianos Generadores de Energía (GPM) de Chile, lanzó una seria advertencia sobre los riesgos económicos que implica la implementación de la Bolsa Pyme en Chile. 

Esta medida, impulsada por el gobierno en el marco del proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos, podría provocar pérdidas multimillonarias para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

“El mecanismo de la Bolsa PyME (dirigido a Mipymes y Servicios Sanitarios Rurales), según los hallazgos del Informe que enviamos al Ministerio de Energía, los PMGD podrían enfrentar pérdidas de hasta $ 7400 millones anuales, debido a diferencias de precios entre inyecciones y retiros a costo marginal, considerando que los ingresos por ventas a PyMEs serán a precio estabilizado”, indicó Mauricio Utreras, director ejecutivo de GPM.

Cabe recordar que la bolsa PyME busca ofrecer descuentos a las pequeñas y medianas empresas, así como a los operadores de servicios sanitarios rurales, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializar con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh. 

Sin embargo, GPM señala que este esquema no resuelve aspectos críticos, como la simultaneidad entre inyecciones y retiros, ni define cómo se asignarán estos movimientos en las franjas horaria, lo que introduce un alto nivel de incertidumbre financiera.

“El Proyecto no señala cual será el tratamiento en los balances de potencia y si se considerarán retiros de potencia realizados por los PMGD. Asimismo, tampoco se señala como se traspasaría ese costo a la distribuidora”, apunta el informe presentado al Ministerio de Energía. 

El impacto no se limita solo a las pérdidas económicas. El informe de GPM advierte que esta medida expone a los PMGD a un riesgo adicional no previsto en las evaluaciones de inversión, comprometiendo la rentabilidad de los proyectos hasta 2034, año en que finalizaría la vigencia de la Bolsa PyME.

Frente a este panorama, GPM propone una serie de recomendaciones, incluyendo la incorporación explícita de un principio de no afectación económica a los Pequeños Medios de Generación Distribuida. 

“En el caso de avanzar esta indicación en el proyecto de ley, consideramos necesario que los ingresos de los PMGD afectos al mecanismo de la Bolsa PyME deberán ser equivalentes a los que habrían percibido en caso de no existir dicho mecanismo”, señaló Utreras. 

Del mismo modo, desde el gremio sugieren dejar constancia sobre estos temas en las comisiones correspondientes y, de ser necesario, establecer una reserva de constitucionalidad. Aunque lo “ideal” sería se agregara la no afectación a los PMGD como un principio general del mecanismo de modo que sea el marco de acción de toda la regulación de detalle que deba hacerse para su implementación. 

“Bastaría señalar, “los ingresos de los PMGD afecto a la Bolsa Pyme deberán ser iguales a los ingresos que hubiesen obtenido en caso de no existir la medida” o algo de similar naturaleza. En este escenario, el proyecto de ley puede ser una buena medida para los PMGD que permita probar y tener una alternativa a los mecanismos actuales de estabilización de precios y que estos no sean financiados por los retiros”, subraya el informe presentado ante el gobierno. 

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Solgas, empresa peruana que impulsa diversas soluciones energéticas sostenibles para las industrias, anunció que apunta replicar sus casos de éxito en todas las regiones del Perú. Especialmente sus proyectos vinculados a la implementación de energía solar integrada a soluciones de almacenamiento en baterías o generación con Gas Licuado de Petróleo (GLP) como una alternativa para cubrir el suministro eléctrico de clientes industriales.

La propuesta de valor SolgasPro está enfocada en brindar soluciones energéticas sostenibles que impactan directamente en la reducción de emisiones y los costos operativos. Una cartera de soluciones que podría triplicar la capacidad instalada acumulada por la empresa hasta la fecha.

“Nosotros aspiramos a concluir este año con un promedio entre 5 y 6 MW instalados gracias a nuestra solución de Autogeneración”, aseguró Gilber Galindo Franco, subgerente de soluciones energéticas de Solgas, en entrevista con Energía Estratégica. Hasta ahora, la compañía ha instalado alrededor de 2 MW a través de 30 proyectos, muchos de ellos diseñados para el mercado regulado con consumos menores a 200 kW.

Con más de 79 años de presencia en el mercado peruano y un liderazgo consolidado en la distribución de GLP, Solgas ofrece estas soluciones energéticas sostenibles utilizando tecnología solar fotovoltaica como fuente principal y complementada con generación GLP o almacenamiento de energía solar en baterías de litio.

“Actualmente, tenemos casi todas nuestras plantas funcionando con sistemas solares de autoconsumo”, explicó el ejecutivo. A partir de esa experiencia interna, comenzaron a ofrecer dicha solución a sus clientes industriales a nivel nacional.

En ese proceso, han priorizado industrias clave como la agroindustria, la minería y la pesca. Para empresas con menor consumo energético, Solgas ha desarrollado instalaciones que rondan los 200 kW, mientras que, para los grandes clientes del mercado, ya se encuentran diseñando nuevos proyectos de mayor escala (entre 1 MW y 2 MW).

Uno de los hitos recientes más relevantes para la compañía fue la puesta en marcha de un sistema híbrido off-grid, que opera con energía solar y GLP. “Se trata de un sistema que funciona a base de energía limpia al 100%, opera con energía solar durante el día y con GLP durante las noches”, describió Gilber Galindo.

Con esta tecnología, el cliente logró reemplazar el uso de diésel, obteniendo mayor confiabilidad y una reducción de emisiones de aproximadamente 40%. “Este mix soluciones energéticas nos ha permitido darle esa tranquilidad y confiabilidad al cliente, utilizando las dos principales fortalezas que tiene Solgas”, remarcó.

Con relación a soluciones que integran almacenamiento en baterías, Galindo destacó el caso de un importante cliente off-grid que está cambiando completamente su matriz energética.

“Estamos reemplazando su matriz energética que hoy actúa con un sistema 100% solar y baterías. En este caso, dejamos al diésel solo como respaldo ante casos muy puntuales de emergencia”, precisó. El diseño de este sistema apunta a garantizar la autosuficiencia energética durante todo el año.

El crecimiento en esta cartera de proyectos no es casual. Galindo explicó que hay dos factores clave que impulsan la expansión: “El aumento del precio de la energía que hemos visto el último año ha obligado a las industrias a evaluar otras alternativas que, no solo representan sistemas más sostenibles, sino también un ahorro en costos productivos”.

En términos estratégicos, Solgas busca consolidar su presencia en el centro del país, donde comenzó su desarrollo de Autogeneración, y fortalecer sus operaciones en el sur y norte del Perú.

“Tenemos como objetivo que nuestros clientes empiecen a utilizar soluciones híbridas en sus operaciones y que, poco a poco, puedan reducir su consumo de combustibles nocivos para el medio ambiente y la salud de sus colaboradores”, señaló Galindo.

Cabe destacar que esta visión forma parte de una apuesta regional más amplia dentro del Grupo Copec y su división de energía Abastible, la cual opera en toda la costa del Pacífico como principal actor en la comercialización de GLP y que se encuentra desarrollando nuevas soluciones energéticas en todos los países donde tiene presencia.     

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Durante su participación en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, lanzó un llamado claro: República Dominicana debe aprovechar la oportunidad histórica de incorporar almacenamiento a gran escala para fortalecer su red eléctrica y escalar su matriz renovable.

Núñez reconoció el compromiso del gobierno dominicano en el impulso de energías limpias, destacando la presencia activa de las autoridades durante todo el evento FES Caribe como señal de voluntad institucional. “Muy contento de ver la disposición de las autoridades en Dominicana y siempre los felicito porque están presentes durante toda la actividad”, dijo. Esta participación, explicó, refleja el interés del sector público en facilitar inversiones que impulsen el desarrollo del sistema eléctrico nacional.

Con más de 2.100 MW de capacidad renovable instalada en el país, en su mayoría solar (1033 MW), y con una proyección de duplicar esta cifra hacia 2028, Núñez sostuvo que es urgente garantizar que estos proyectos cuenten con los mecanismos adecuados para su integración plena. “Yo sí pediría que esos mecanismos se puedan liberar y que puedan entrar esos proyectos al sistema”, afirmó. Muchos de ellos, subrayó, ya cuentan con concesión definitiva y no objeción, pero están a la espera de definición en cuanto a PPAs u otros acuerdos contractuales que les permitan evacuar su energía.

Sungrow, una de las empresas líderes a nivel global en electrónica de potencia y almacenamiento, observa un potencial claro en la incorporación de Battery Energy Storage Systems (BESS) en República Dominicana. “La tecnología existe. Las baterías, por ejemplo, están allí presentes tanto en soluciones con proyectos nuevos como también pueden aportar a la soluciones con proyectos existentes”, sostuvo Núñez. Además, recalcó que estos sistemas son clave en escenarios donde se busca mejorar la calidad de la energía, controlar rampas o incluso prestar servicios de frecuencia e inercia. “Insisto que al final no vamos a inventar la rueda, ya las baterías están”, reiteró.

Al abordar los desafíos que enfrentan los primeros proyectos fotovoltaicos con almacenamiento en la región, Núñez fue claro: es necesario diferenciar los usos y roles de cada tecnología. Citó el caso de Chile, donde recientemente se produjo un apagón. “Muchos preguntan, ¿cómo Chile tuvo un blackout cuando todos estamos viendo la cantidad de sistemas de almacenamiento que están muchos de ellos incluso ya operativos?”, planteó.

Según explicó, esto se debe a que inicialmente muchas baterías fueron instaladas solo para manejar el vertimiento de energía solar. “Ahora entra una nueva situación de que si estas baterías fueron concebidas para el curtailment, ¿cómo estas baterías también pueden operar si queremos hacer un Black Start? Obviamente es una función completamente distinta”, explicó.

Para evitar estos conflictos operativos, Núñez propuso que los proyectos se diseñen con funciones específicas pero preparados para lo que vendrá: “habrá algunos casos de proyectos fotovoltaicos que, en mi opinión, deben estar para hacer un control de rampa que estabilicen una red a través de la batería, más allá de hacer un Black Start, que sería más una función dedicada para los proyectos stand alone”.

Además, subrayó la importancia de que los marcos regulatorios acompañen esta evolución tecnológica. “Nosotros no vamos a inventar la rueda, ya existe el control de rampa, control primario, secundario, ya existe la descarbonización, ya podemos sustituir térmicas a través de baterías en muchos casos”, afirmó. Y aunque reconoció que las exigencias regulatorias en almacenamiento irán aumentando, Sungrow ya trabaja en actualizaciones para garantizar la compatibilidad con futuros requerimientos sin necesidad de cambiar los equipos instalados.

“Lo importante es que nosotros como fabricantes tengamos la capacidad de muchas veces ese hardware no tocarlo, pero a través de un software poder adaptar a las nuevas regulaciones que se tengan”, apuntó.

En este contexto, Núñez destacó el papel particular que las baterías pueden jugar en un país como República Dominicana. “El sistema de almacenamiento en el caso de Dominicana, que es una isla y todos sabemos que no está interconectado, es supremamente necesario”, recalcó. Detalló que mientras algunas soluciones BESS pueden integrarse con plantas solares para mejorar su operación técnica, otras pueden instalarse en nodos críticos del sistema de transmisión para aportar estabilidad.

Consultado sobre los mecanismos más adecuados para acelerar la adopción del almacenamiento, Núñez se mostró abierto a distintas opciones, siempre que las reglas sean claras. “Las condiciones de una subasta deben estar definidas desde un principio y los promotores deben saber que esos proyectos van a entrar bajo el mecanismo de una subasta”, sostuvo.

Reconoció, sin embargo, que no todos los proyectos tienen la misma competitividad geográfica y que diseñar un mecanismo uniforme no es tarea sencilla. “Eso obviamente es un trabajo muy difícil para el gobierno, no lo niego, pero debe ser considerado en la mesa”, afirmó. Lo crucial, añadió, es que los promotores tengan claridad desde el inicio: “Si va a ser un PPA, si va a ser demanda, si va a ser reserva o si va a ser a través de una licitación, que lo tengan claro desde un principio”.

La buena noticia, enfatizó Héctor Núñez, North Latam Head of Sales de Sungrow, es que el almacenamiento ha alcanzado un nivel de madurez y competitividad que hace viables incluso proyectos sin incentivos específicos. “La ventaja de las baterías es que los precios que se estaban manejando eran más del doble de los sistemas de almacenamiento que hoy en día se está manejando”, explicó. Esto está permitiendo que proyectos híbridos sean ya más competitivos que las plantas térmicas tradicionales.

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La CNE tendrá a su cargo el otorgamiento de permisos, la supervisión y regulación de la producción, y la verificación y sanción de irregularidades del sector, el cálculo de tarifas y contraprestaciones, entre otras funciones, alineadas a la planeación vinculante, con independencia técnica y operativa.

Será dirigida y administrada por una dirección general a cargo de Juan Carlos Solís Ávila, quien cuenta con más de dos décadas de experiencia en el desarrollo de proyectos y políticas públicas en materia de energías limpias y convencionales, eficiencia energética, movilidad sustentable, ecotecnologías y cambio climático. Es maestro y doctor en Ingeniería en Energía por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y ha realizado estudios de Especialización en Ingeniería Financiera.

Fue titular de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial en la Secretaría de Energía, y Director de Promoción, Seguimiento y Desarrollo de Proyectos en el Gobierno de la Ciudad de México, donde colaboró en la coordinación de la estrategia Ciudad Solar, que incluyó la instalación y puesta en operación de la Central Fotovoltaica en la Central de Abasto de la Ciudad de México.

Asimismo, tendrá un Comité Técnico, órgano colegiado responsable de conocer, opinar, analizar, evaluar, dictaminar y aprobar los actos jurídicos o administrativos, con excepción de aquellos que sean competencia de la Dirección General o de las Unidades Administrativas de la Comisión.

Este Comité está conformado por altos funcionarios de la Secretaría de Energía, directivos de la CNE y tres expertos jóvenes, de reconocida trayectoria en el sector, que aportarán su experiencia técnica y su perspectiva objetiva, innovadora y sustentable a cada decisión, para dar transparencia y objetividad a la política regulatoria en materia energética del país.

Lo integran María Elena Huesca Pérez, doctora en Ingeniería por la Universidad Técnica de Berlín y experta en ingeniería ambiental; Diego Marie Phillippe Chatellier Lorentzen, especialista en sistemas energéticos y políticas de eficiencia energética, graduado por la UNAM en Matemáticas y con maestría en Ingeniería Energética por el Instituto de Ingeniería de la misma casa de estudios; y Lissette Mendoza Barrón, física y maestra en Energía por la Facultad de Ingeniería de la UNAM, además de especialista en Derecho Energético.

Con la CNE, la Secretaría de Energía reafirma su compromiso de promover el desarrollo ordenado, continuo y seguro de las actividades del sector energético.

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El reciente apagón que afectó a Europa reavivó los debates sobre la estabilidad de los sistemas eléctricos en contextos de alta penetración de energías renovables. Aunque los resultados del peritaje oficial aún no se conocen, la crisis energética fue rápidamente politizada. 

El blackout y la resiliencia de los sistemas fue uno de los temas abordados durante los workshops del Global Solar Council (GSC) durante Intersolar Europe 2025, que tuvo lugar del 7 al 9 de mayo en la ciudad de Munich, Alemania.

Más allá del debate generado entre el Partido Socialista Obrero Español (PSOE) y el Partido Popular (PP), desde el Global Solar Council subrayan que el verdadero foco del problema está en la gestión de las redes eléctricas. 

“La discusión se orientó a que se debe esperar el peritaje para conocer el fondo del problema. Pero el problema no son las fuentes renovables, sino la red y cómo se la administra”, planteó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es decir que se requiere poner en el centro de la escena la calidad de redes y cómo vamos a simularlas electrónicamente para no tener reserva de potencia con centrales sincrónicas, sino teniendo fuentes variables”, agregó. 

Para el Global Solar Council, las enseñanzas de este evento deben ser claras para Latinoamérica y que la región siga diseñando su infraestructura en función de tecnologías del siglo pasado, sino que debe prepararse para un modelo de generación y consumo dominado por fuentes variables. 

«La región necesita integrarse eléctricamente y diseñar la extensión de sus redes pensando en las tecnologías que dominarán el siglo XXI. Y cada uno de los estados nacionales debe tener un plan de inversiones en infraestructura”, afirmó.

“Esto implica inversiones que les permita optimizar los recursos renovables que tienen en cada uno y combinar esos recursos energéticos para lo que demande el mercado, de manera trazable y a un precio competitivo”, continuó. 

Y si bien la agenda no es la misma para cada uno de los países, el especialista apuntó a la importancia de la articulación y de aprovechar instancias colaborativas como las de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para mayor integración de las estrategias de desarrollo energético y eléctrico de la región.

Álvarez también puso en relieve el papel que jugará el almacenamiento energético en la estabilidad de las redes de la región, dado que bajo su punto de vista, la adopción masiva de sistemas de almacenamiento se dará por etapas, con Brasil y Chile a la cabeza gracias a su avanzado desarrollo en generación distribuida y proyectos utility scale. 

«En estos países ya se observa un fuerte curtailment en los picos de generación solar, lo que obliga a incorporar soluciones de almacenamiento para evitar grandes pérdidas económicas», detalla.

En el caso de Chile, ya cuenta con más de 1000 MW en operación (entre proyectos híbridos y stand-alone) y se proyecta que, en enero 2026, el país cumpla la meta de 2 GW de sistemas BESS instalados. 

Mientras que Brasil aguarda por el reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto, que dará lugar a la primera subasta de almacenamiento en baterías del país, donde se prevé que los proyectos negocien la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW).

«El sobrecosto que implica el almacenamiento es menor que la pérdida de energía que se estaba vertiendo, por eso se están desarrollando tantos proyectos con storage. Esta tendencia se reforzará a medida que los precios de los sistemas BESS desciendan, permitiendo su implementación en nodos críticos como alternativa más económica a las reservas de combustibles fósiles”, señaló Álvarz. 

Las reuniones del Global Solar Council: una agenda para el futuro energético

Durante la última edición de Intersolar Europa, el Global Solar Council llevó adelante tres encuentros estratégicos: la reunión del Comité de Estrategia, una de la Junta Directiva y un workshop de asociaciones nacionales. 

Este último, organizado junto a Solar Europe, se consolidó como un espacio clave donde las asociaciones presentaron un panorama actualizado de sus mercados, compartiendo datos concretos, principales barreras y oportunidades de desarrollo.

«Estos workshops permiten a los miembros del Global Solar Council, entre ellos los de CADER en Argentina, exponer lo que está ocurriendo en sus mercados y buscar nuevos inversores», destacó el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC. 

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Durante su intervención en el I Foro CREG ‘La Regulación: motor de la Transición Energética’, el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma Egea mencionó que el próximo 20 de julio, desde esta cartera de gobierno, se presentará un proyecto de ley en el Congreso de la República que busca modificar la composición de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

“En la composición de la CREG tienen que haber dos actores que han estado ausentes, precisamente, en el marco de la Ley 142 y 143, que cumplen 30 años, el próximo 20 de julio. Tienen que estar presentes dos actores que hacen parte del sistema eléctrico del país. Uno, los usuarios, y dos, los trabajadores y las trabajadoras. Eso es inconcebible a la voz de una doctrina neoliberal, y tiene que haber además la voz de un experto académico o experta académica de las facultades de ingeniería eléctrica al interior de la Comisión”, expresó al respecto el ministro.

El jefe de Energía destacó la importancia de incluir voces diversas en los procesos de toma de decisiones que impactan el desarrollo de Colombia. Afirmó que es fundamental superar la tecnocracia que ha prevalecido históricamente en la gestión de asuntos energéticos. «Si este fuera un tema estrictamente técnico, probablemente no enfrentaríamos los problemas que hoy afectan al país. Queremos plantear esa y otras discusiones alrededor de los subsidios por consumo, del consumo mínimo de subsistencia, de las tarifas, porque ustedes saben que si hay alguna obsesión para este gobierno es en reducir tarifas. Tenemos desafíos, tenemos problemas, que son problemas públicos. Hoy creo que los usuarios, las ciudadanías, si hay algo que han logrado en este gobierno es hacer públicos los asuntos que son por naturaleza pública”, agregó.

Referente a los subsidios de energía y gas para estratos 1, 2 y 3, el ministro resaltó el esfuerzo del Gobierno nacional en el pago a las empresas de estos servicios por la suma cercana a $2,5 billones para cubrir los valores adeudados en su totalidad del rezago presupuestal del 2024, y las resoluciones expedidas de enero a mayo del 2025. Desde el MinEnergía se mantendrá la mesa de diálogo y trabajo con los actores del sistema eléctrico con el propósito de tener los flujos correspondientes para estos subsidios.

“Si es necesario involucrar más actores, pues, involucraremos más actores, para un propósito que a todos nos deje tranquilos, y es que podamos tener esos flujos correspondientes a los subsidios de la mejor manera, sea con pagos directos a través del Presupuesto General de la Nación, o que podamos apalancarnos en la banca pública o privada para que haya caja”, indicó Palma.

De otro lado, ratificó que el Gobierno nacional busca centrar su atención en la situación tarifaria de la región Caribe, donde se debe tener una reglamentación especial enfocada en estos departamentos y las necesidades de sus habitantes. “Si no se hace a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, se hará a través de la normativa, pues los procesos especiales requieren medidas especiales”, manifestó.

Para finalizar, el jefe de la cartera invitó a los gremios, al Congreso de la República y a diferentes actores sectoriales a proponer soluciones que pongan en el centro de la discusión a los usuarios y a dejar de lado los discursos de apagón financiero y energético que tanto daño le hacen al país, para enfocarnos como nación en la seguridad energética, a través de proyectos como la estrategia 6GW Plus, ‘Misión Transmisión’ y Fuentes No Convencionales de Energía Renovable que permitan la diversificación de la matriz energética.

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Guatemala avanza con la Licitación Abierta PET-3 que tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento de proyectos de transmisión eléctrica. En este mes de mayo, autoridades iniciaron las reuniones aclaratorias para partes interesadas en el proceso con gran receptividad. 

El Ing. Marvin Barreto, gerente de tarifas de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y presidente de la Junta Calificadora de la PET-3, compartió aspectos sustanciales de las bases de la licitación ante un auditorio con más de 70 representantes de empresas de transporte y epecistas nacionales e internacionales. 

“No está de más reconocer la importancia de este tipo de eventos para el desarrollo de nuestro país. Justo estamos en una coyuntura donde nuestra demanda eléctrica está creciendo como símbolo del crecimiento económico”, introdujo el Ing. Marvin Barreto. 

Al respecto es preciso indicar que Guatemala ha demostrado ser muy atractiva para las inversiones, sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y ubicación estratégica.

Esta convocatoria, que se desprende del Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET) 2024-2054 y que espera una inversión de alrededor 150 millones, fue diseñada en 4 lotes por zonas geográficas: Nororiente, Suroriente, Centro-Norte y Suroccidente. Cada uno responde a una necesidad distinta, pero comparten una lógica común: reducir cuellos de botella, atender zonas no cubiertas por la red nacional o asegurar redundancia para evitar interrupciones en áreas sensibles.

Las empresas de transporte nacionales e internacionales que se presenten a la licitación podrán competir por uno o varios lotes que en suma totalizan 14 subestaciones eléctricas así como aproximadamente 440 km de líneas de transmisión (90 km en 230 kV y 350km en 69kv) y adecuación de existentes. 

¿Qué está en juego? 

¿Cómo participar? 

La CNEE a creado un micrositio (acceder) para que las empresas de transmisión locales e internacionales que quieran ofertar realicen un seguimiento de todo el proceso de licitación. 

Allí, las Bases de la PET-3 pueden ser adquiridas por los potenciales proponentes por un costo de USD$ 10000 y hasta el 29 de septiembre. 

Tras el pago y registro de la entidad participante se le otorgará el derecho a su representante a realizar solicitudes de aclaración, participar en próximas reuniones informativas, recibir las adendas y el hito más importante, que es presentar sus ofertas de manera oficial. 

¿Cuáles son los próximos pasos?  

El presidente de la Junta Calificadora de la PET-3 reiteró que el cronograma mantiene como fecha límite para consultas el 31 de julio. Posteriormente, se emitirán las respuestas y adendas -si las hubiera- hasta agosto, y se prevé que las ofertas se presenten en octubre, precisamente el 9 de octubre las técnicas y el 22 de octubre las económicas. 

Los ganadores podrían darse a conocer a finales de este 2025. Si las fechas previstas en el calendario de licitación se mantienen, mientras que la calificación de ofertas sería el 24 de octubre y la adjudicación el 30 de octubre, la suscripción de cada contrato podría realizarse a los 30 días siguientes. 

“¡Qué esto llegue a buen puerto! Que se puedan ejecutar estos proyectos en los plazos que se han estimado para garantizar el desarrollo y la cobertura eléctrica del país”, deseó el Ing. Marvin Barreto.

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La transición energética de Chile enfrenta un punto de inflexión marcado por avances tecnológicos, pero también por desafíos estructurales que podrían limitar su desarrollo. A pesar de que el país figura entre los diez con mayor adopción de energías renovables, enfrenta retos vinculados a los vertimientos renovables (récords en 2024), costos marginales cero y la inserción de más fuentes renovables en toda la matriz energética del país.

“La batalla por la transición energética a renovables está muy lejos de ganarse”, sostuvo Claudio Seebach, decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), en diálogo con Energía Estratégica. 

Sin embargo, en materia de generación eléctrica, Chile presenta cifras alentadoras: la energía solar ya es la principal fuente de generación con alrededor del 30% de la capacidad instalada, permitiendo una reducción de la intensidad de emisiones de CO2 más acelerada que en Europa.

El avance de las energías limpias también ha descentralizado el sistema, gracias a que los pequeños medios de generación distribuida (PMGD) han tomado mayor relevancia en la última década; pero que junto con el avance de proyectos centralizados y la falta de infraestructura también ha llevado a un fenómeno inesperado: los recortes de energías renovables alcanzaron el 40% en 2024. 

“Hoy en día, el sistema eléctrico chileno puede producir más energía solar y eólica de la que es capaz de gestionar”, afirmó Seebach, subrayando la necesidad urgente de soluciones que permitan integrar esta capacidad excedente.

En este escenario, el almacenamiento de energía emerge como un factor clave para garantizar la estabilidad y eficiencia del sistema, de manera que el país ya supera los 1.000 MW de capacidad instalada en sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), con una capacidad de almacenamiento de 5 GWh y una duración promedio de entre 4 y 5 horas.

Además, durante 2024, se aprobaron solicitudes de acceso abierto por 10600 MW de capacidad y se concretaron 14 nuevos proyectos de almacenamiento, sumando cerca de 700 MW, principalmente en la zona norte del país. Y se espera que hacia finales de la década el país cuente con 8000 MW BESS operativos, lo que permitirá trasladar hasta un 20% de la producción diaria de electricidad a las horas de mayor consumo, especialmente durante la noche.

Sin embargo, Seebach advirtió que “la necesidad de almacenamiento de corto plazo estará cubierta”, pero que el gran desafío del almacenamiento será para larga duración. Por lo que planteó qué hará el país cuando las condiciones de viento sean bajas o haya varias horas de baja generación solar.  “Esa es la gran pregunta que debemos resolver”, apuntó. 

Desde su visión, las reformas claves que necesita el país para enfrentar estos desafíos parten por modernizar profundamente el mercado de generación eléctrica. 

“Nuestro sistema fue pionero en liberalización, pero hoy está desfasado. Nos faltan un mercado de ofertas, un mercado de desvío y herramientas financieras para gestionar riesgos”, subrayó.

No obstante, consideró que el reto más urgente es la reforma del sistema de distribución eléctrica, la cual lleva más de 40 años sin modificaciones estructurales, a fin de mejorar la calidad de calidad del servicio, encaminarse de mejor modo hacia la electrificación de los hogares y la expansión de la generación distribuida. 

Además, hizo un llamado directo a las futuras autoridades políticas que serán electas en noviembre del presente año (el país tendrá elecciones presidenciales para el período 2026-2030): “Chile tiene una oportunidad histórica para liderar la transición energética a nivel global. Pero esto requiere de una modernización del Estado, acelerar los permisos sectoriales y reformar el sistema de evaluación ambiental para incorporar de forma efectiva los impactos sociales, económicos y ambientales de los proyectos”. 

“El nuevo gobierno necesita recuperar la conducción de la agenda energética, falta liderazgo en la agenda del sector. Se requiere la cooperación público – privada, la capacidad de trabajar en conjunto para resolver los problemas de la ciudadanía y construir soluciones de manera conjunta”, agregó. 

Formación de nuevos talentos en energía

La respuesta a los desafíos del sistema eléctrico no será posible sin un capital humano preparado para gestionar la complejidad de la transición energética. En este sentido, la Universidad Adolfo Ibáñez ha tomado la delantera con la continuidad de la carrera de Ingeniería de la Energía, que aborda no solo la electricidad, sino también tecnologías de almacenamiento, minerales estratégicos y combustibles sintéticos.

“Nuestra formación apunta a un perfil híbrido que combine capacidades técnicas con habilidades de gestión. Por eso, ofrecemos dobles títulos que integran la ingeniería industrial con la especialización en energía”, resalta Seebach.

No obstante, el decano de la Facultad de Ingeniería y Ciencias reconoce que aún existe un déficit importante de técnicos locales especializados en áreas críticas, especialmente en la instalación de tecnologías eólicas y de almacenamiento.

La electromovilidad también está impulsando cambios en la gestión de la demanda y en la transformación de flotas, lo que exigirá nuevos perfiles profesionales y reformas en el mercado eléctrico. Para Seebach, este es el momento de actuar: “La oportunidad está sobre la mesa. Ahora necesitamos las reformas y el talento necesario para convertirla en una realidad”.

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República Dominicana se posiciona como uno de los mercados más activos en la región para el desarrollo de energías renovables con almacenamiento. Hasta agosto de 2024, las fuentes hidroeléctrica, fotovoltaica y eólica aportaron 1.869 MW al sistema nacional, y de los más de 4.500 MW proyectados como candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), un 66% corresponde a tecnologías limpias.

Dentro de ese universo, aproximadamente el 85% correspondería a proyectos solares y cerca del 12% a iniciativas eólicas. No obstante, la gran novedad es que, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el orden de 20 proyectos incluyen sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS), con una potencia instalada estimada de 1.860 MW y 542 MWh de almacenamiento.

Trina Storage, la unidad de negocios de almacenamiento energético de Trina Solar, observa con optimismo la evolución normativa y regulatoria del país. Luciano Silva, gerente de ingeniería para Latinoamérica de la empresa, considera que las nuevas licitaciones en el país caribeño invitan a generar una nueva ola de solar con baterías, abriendo grandes oportunidades para proveedores integrales como su compañía.

“Creemos que este anuncio de licitación es muy prometedor”, manifiesta Silva, al tiempo que resalta el valor de las regulaciones ya aprobadas que exigen incluir BESS en proyectos solares. “Lo tomamos como una gran noticia y solo nos motiva a venir, instalarnos más acá, tener más presencia”, enfatiza.

El ejecutivo subraya la capacidad de Trina de ofrecer una solución integral y adaptada a cada cliente: “Podemos ofrecer todos los equipamientos principales de una planta solar. Módulos, estructuras fijas, seguidores, y también cualquier configuración de almacenamiento que el cliente requiera para cualquier tipo de aplicación”, destaca, mencionando la trayectoria de más de 27 años con Trina Solar en tecnología fotovoltaica, y las recientes Trina Tracker y Trina Storage con nuevas soluciones.

Desde el punto de vista regulatorio, la Resolución CNE-AD-0005-2024 marca un hito, estableciendo que los proyectos renovables de entre 20 MWac y 200 MWac deberán contar con BESS equivalentes al 50% de su capacidad, durante al menos cuatro horas. En paralelo, la Resolución SIE 136-2025 regula los servicios auxiliares de frecuencia primaria y secundaria.

Sin embargo, desde el sector privado se insiste en la necesidad de ampliar la regulación para contemplar retribuciones económicas por una gama más amplia de servicios complementarios. Sobre este punto, Silva advierte:

“El BESS es un activo muy valioso, muy versátil, porque puede brindar una multiplicidad de servicios incluso de manera simultánea”, sostiene.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), celebrada en Santo Domingo, fue donde el ejecutivo compartió su visión sobre los desafíos técnicos y regulatorios para viabilizar estos proyectos. En su análisis, la clave para el desarrollo radica tanto en el diseño tecnológico como en la claridad normativa.

“Para poder hacerlo, la tecnología requiere trabajar esas configuraciones, plantear bien los proyectos, estudiar cuidadosamente las consideraciones contractuales”, explica. En ese sentido, Trina Storage cuenta con un equipo de ingeniería con experiencia en Latinoamérica, especialmente en Chile, donde han trabajado en el desarrollo de proyectos BESS desde 2009.

“Hay retos técnicos que hemos tratado de ir trabajándolos con los clientes, con una presencia local y atención personalizada, con mucha autonomía de China”, precisa el ejecutivo. A ello se suma la necesidad de avanzar en la pirámide regulatoria de cada país para dar señales claras al mercado.

Actualmente, los mecanismos de remuneración solo cubren el arbitraje energético y los servicios de regulación de frecuencia, pero el potencial del almacenamiento es mucho mayor. Silva puntualiza:

“Es fundamental que el cliente pueda proyectar con mayor certidumbre cuáles son las contraprestaciones económicas o remuneraciones por cada uno de esos servicios específicos”, afirma.

El almacenamiento también puede ofrecer regulación de voltaje, reserva, arranque en negro, inercia, gestión de carga, entre otros. Por ello, el gerente técnico enfatiza que el marco normativo debe acompañar esta evolución tecnológica, permitiendo el diseño de esquemas financieros viables para proyectos híbridos con baterías.

“Invito a todos estos actores que ya están participando del sector a que se reúnan con Trina Solar, con Trina Storage, para ver cómo optimizan el diseño de sus proyectos y reciben un acompañamiento de una empresa con tanta trayectoria”, concluye Silva.

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Inproca, con más de dos décadas de trayectoria, es una empresa especializada en el mantenimiento y diagnóstico de sistemas eléctricos, con sedes en República Dominicana, Panamá y Guatemala. Además, ofrece capacitación técnica, consultoría, desarrollo de proyectos y representación de marcas líderes en el sector eléctrico. Su foco está puesto en aumentar la confiabilidad de los sistemas eléctricos, tanto en componentes eléctricos como mecánicos.

Durante una keynote en el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Héctor Herrera, gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, reconoció el entorno optimista de inversión y tecnología que actualmente vive el sector energético regional, pero advirtió que este crecimiento debe ir acompañado de una atención rigurosa a la confiabilidad operativa.

En ese marco, eligió poner bajo la lupa un componente específico: los cables de potencia soterrados.

“¿Por qué elegimos hablar de cables de potencia? Lo primero es que los cables de potencia representan un punto neurálgico en las centrales”, explicó, señalando que el aumento de la generación renovable ha ido de la mano con un uso mucho más intensivo de este tipo de componentes al ubicarse su recurso lejos de los centros de consumo.

Según Herrera, mientras una central convencional puede operar con un número limitado de cables aislados, los parques solares y eólicos requieren kilómetros de cableado. “Tenemos distancias tan enormes de cables que es prácticamente obligatorio recurrir a empalmes, porque no alcanza ni siquiera la longitud de un kilómetro, a menos que sea un cable hecho especialmente para esa longitud, que es muy poco usual”, detalló.

Este uso masivo de cables de potencia trae consigo nuevos retos operativos al encontrarse bajo tierra. Las fallas en estos sistemas, que no son localizables a simple vista, pueden desencadenar consecuencias significativas. Una falla de un cable soterrado en un sistema eléctrico podría representar pérdidas económicas por indisponibilidad, desaprovechamiento del recurso renovable y posibles penalidades.

Desde la perspectiva del gerente de diagnóstico y mantenimiento de Inproca, la primera consecuencia es clara: la pérdida de disponibilidad. “En el mejor de los casos vamos a dejar una parte de la central fuera porque ese cable ha fallado”, afirmó. Incluso en configuraciones con sistemas anillados —más comunes en parques solares— la falla de un tramo convierte la operación en un esquema radial, reduciendo la confiabilidad y urgencia de reparación.

En segundo lugar, Herrera enfatizó un punto que distingue a las renovables frente a otras fuentes de energía. “Cuando hablamos de una central de método convencional de generación, me falló el cable pero el combustible está guardado ahí. El recurso renovable pasa y se fue”, advirtió. Cada hora sin operación durante una buena irradiación solar o un buen régimen de viento representa una pérdida definitiva de producción.

Finalmente, subrayó el riesgo de penalidades por indisponibilidad en ciertos mercados eléctricos. “Por más que la regulación quiera ayudarnos, si se cuenta con tu despacho… podrías tener penalidades por indisponibilidad de la planta”, explicó. En algunos casos, eso implica la imposibilidad de declarar la potencia comprometida ante el operador del sistema.

La solución, de acuerdo con Héctor Herrera, parte de una estrategia integral que combine prevención, monitoreo y respuesta rápida. “La prevención mediante el mantenimiento predictivo y preventivo siempre será la mejor opción”, sostuvo. Esto incluye adquirir cables certificados, realizar empalmes con mano de obra calificada y ejecutar pruebas de diagnóstico previas a la puesta en marcha, como mediciones de factor de potencia, tangente de delta y descargas parciales.

Sin embargo, también reconoció que incluso con todas estas medidas, las fallas pueden presentarse. “Estamos frente a un equipo que está literalmente enterrado en el suelo, donde puede someterse a vibraciones, a movimientos telúricos, a desbordamientos de ríos, entre otros eventos”, enumeró. Por eso, consideró clave contar con tecnología de localización de fallas que permita actuar con rapidez.

“Contar con el recurso calificado y con tecnología para detectar fallas en un tiempo corto es crucial para hablar de confiabilidad”, afirmó Herrera, quien detalló que Inproca dispone de equipos que permiten detectar el punto exacto de la falla antes de proceder a excavar y reparar.

Entre las herramientas disponibles destacó el STX40, una unidad portátil de localización de averías en cables; el digiPHONE+2, sistema para detección acústica y electromagnética de fallas; y el Ferrolux Rx, un receptor de frecuencia de audio para rastreo de trayectorias subterráneas.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) mantiene un rol activo en el marco de una nueva convocatoria vinculada al Plan de Expansión de Generación (PEG). En este caso, la Licitación Abierta PEG-5 que tiene como objetivo cubrir 1400 MW por 15 años.

Aunque no ejecuta directamente el proceso licitatorio, la CNEE ha trabajado en la elaboración de los Términos de Referencia (ver más) y ahora acompaña técnicamente a las distribuidoras a cargo, asegurando transparencia, imparcialidad y competencia, conforme a la Ley General de Electricidad y el marco normativo vigente.

“Yo tengo la total certeza de que estas bases de licitación -si bien, tendrán detalles que pueden irse ajustando en el camino, porque todo es perfectible- fundamentalmente promueven la competencia, buscan atraer oferentes de calidad serios y brindan certeza jurídica”, expresó Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE.

En la actualidad, Guatemala cuenta con 97 centrales de generación que suman 3,557 MW. Esta capacidad está repartida entre 60 players que participan del mercado eléctrico mayorista y que miran con atención nuevas oportunidades de PPA a través de licitaciones.

Un gran potencial está en el suministro al 68% de la demanda regulada que está en zonas de concesión de las tres distribuidoras que organizan la PEG-5: EEGSA, DEORSA y DEOCSA -la primera es parte de Empresas Públicas de Medellín y las restantes son operadas por Energuate, adquirida por Threelands Energy-.

“Son empresas que han demostrado su solidez y su compromiso porque nunca han dejado de pagar a los generadores que han tenido un PPA con ellas”, aseguró Peláez.

Las licitaciones anteriores tienen un historial positivo en el mercado guatemalteco. Ya se celebraron 23 licitaciones de corto plazo y 4 licitaciones de largo plazo, las últimas bajo subastas pay-as-bid con un modelo dinámico de rondas sucesivas hasta obtener ganadores de contrato en dólares a los que se les permite la venta de excedentes.

“Solo para mencionar un caso en la PEG4 recibimos ofertas por más de 1500 MW y se estaban contratando 235 MW, es decir casi seis veces lo que se iba a contratar”, destacó la directora de la CNEE.

Como resultado de todas esas licitaciones precedentes, el país ha logrado atraer inversiones para concretar 1.404,2 MW de capacidad instalada, principalmente a partir de energías verdes: 1,144 MW renovable, 245.2 MW no renovable y 15 MW ofertas mixtas.

En adición, los precios promedio adjudicados en cada licitación han sido cada vez más competitivos. Mientras que en la PEG1 se logró un mínimo de 117.5 USD/MWh, las cifras fueron en descenso en las siguientes: 114.9 USD/MWh en PEG 2, 97.74 USD/MWh en PEG3 y 79.18 USD/MWh en PEG4 (ver más).

Marcela Peláez consideró que “la PEG 5 no es una licitación más. La PEG 5 recoge todas las lecciones aprendidas que tanto las distribuidoras y la CNEE han obtenido de las licitaciones anteriores junto con todo lo que se ha logrado investigar y todo lo nuevo que se quiere desarrollar para ir avanzando como país”.

Guatemala ha demostrado ser muy atractivo para las inversiones sobre todo en el sector eléctrico. Además de ser el país con el PIB más grande de Centroamérica, posicionándose como la economía más grande de la región, tiene una macroeconomía estable y posición geográfica estratégica.

La ubicación no es menor para inversionistas del sector eléctrico. La interconexión con México y con el resto de Centroamérica permite a los agentes que participan en el mercado mayorista guatemalteco poder realizar transacciones tanto a nivel local como regional.

Aquello no sería todo. Un punto que subrayó la comisionada es que Guatemala hace parte del acuerdo de París y de los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU, por lo que el país ofrece incentivos fiscales a la inversión de la energía renovable y al hidrógeno verde, y en paralelo avanza con regulación para el almacenamiento energético.

De allí, el escenario es favorable para que inversionistas locales e internacionales participen de la PEG-5. Hay tiempo de adquirir las bases hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas, prevista para el 21 de noviembre de este año 2025. “Los invito a participar y a construir la Guatemala del futuro”, expresó Marcela Peláez, al tiempo que compartió una presentación con indicadores clave del mercado para todos los stakeholders del sector energético.

PEG5-Licitaciones Competitivas-MPelaez

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Guatemala estará presente en el Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 con una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en uno de los mercados más dinámicos de América Latina. El evento, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.

Entre los participantes se encuentran Víctor Hugo Ventura, Ministro de Energía y Minas de Guatemala, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. Ambos líderes formarán parte del panel dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y las oportunidades concretas que se abren para los inversores del sector.

La presencia de Guatemala se da en un momento clave: el país lanzó recientemente las licitaciones PEG-5 (Plan de Expansión de Generación) y PET-3 (Plan de Expansión del Sistema de Transporte), el proceso competitivo más ambicioso de los últimos años. Las inversiones esperadas superarán los 5.000 millones de dólares y contemplan la incorporación de tecnologías limpias, contratos a 15 años y reglas de juego que priorizan la transparencia, la competencia y la seguridad jurídica.

Entradas Early Bird ya disponibles en el sitio oficial del evento:
🔗 https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Durante el lanzamiento de las licitaciones, el presidente de Guatemala, Bernardo Arévalo, expresó que el objetivo es “construir nuevas plantas de generación, muchas de ellas con fuentes limpias y renovables, que aseguren un suministro confiable y sostenible”. Desde el sector privado, el gerente general de Energuate, Paulo César Parra, destacó que el país “presenta una combinación única de estabilidad, transparencia y crecimiento que lo posiciona como un destino sobresaliente en materia de energía”.

Se espera que la licitación PEG-5 convoque hasta 1.400 MW de potencia garantizada, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.

En paralelo, el mercado no regulado, que representa aproximadamente 800 MW adicionales, también está generando interés de inversores y grandes consumidores. Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), más del 40% de la demanda eléctrica guatemalteca no es regulada, lo que abre el juego a licitaciones privadas y acuerdos bilaterales con comercializadoras.

Desde el operador eléctrico nacional, su presidenta Silvia Alvarado de Córdoba resaltó que “Guatemala cuenta con un mercado maduro, sin precedentes de impago y con una sólida base jurídica que garantiza certeza a largo plazo”. En ese sentido, el país también avanza en la modernización normativa para incorporar almacenamiento energético y tecnologías híbridas bajo un enfoque de previsibilidad y adaptación.

La participación guatemalteca en FES Iberia 2025 busca mostrar al país como un caso testigo de cómo los mercados emergentes pueden convertirse en polos de atracción para inversión limpia y sostenible. El evento contará también con la presencia de otros líderes regionales de América Latina, así como representantes de compañías globales como Repsol, Galp, Matrix Renewables, Alantra, 360Energy, Chemik, Risen, Schletter, Yingli y BLC Power Generation.

El evento completo de la edición FES Iberia 2024

Además de los contenidos técnicos, FES Iberia ofrecerá un entorno exclusivo para networking estratégico, reuniones privadas y foros de discusión donde se proyectará el futuro energético de Europa, Latinoamérica y otras regiones clave.

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La entrada Exclusivo: altos ejecutivos del país que más crecerá en renovables en Latinoamérica participará en FES Iberia 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

La jornada inaugural contará con una entrevista exclusiva a Norela Constantinescu, directora interina del Innovation and Technology Centre de IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables), quien compartirá una hoja de ruta sobre las tecnologías con mayor proyección en 2025. ¿Será este el año de las baterías? ¿Cuál será el lugar del hidrógeno renovable en la estrategia energética europea? ¿Cómo evolucionarán los costos y el LCOE de tecnologías como la solar y la eólica? Constantinescu anticipará, además, las prioridades que desde IRENA se consideran críticas para acelerar la integración de renovables a la red.

El foro continuará con un panel que reunirá a los máximos referentes de asociaciones sectoriales como SolarPower Europe, Hydrogen Europe, EASE (European Association for Storage of Energy) y otras entidades clave de la red eléctrica europea.

El debate girará en torno al cumplimiento de los objetivos 2030, el rol del Net Zero Industry Act y las barreras regulatorias y estructurales que aún frenan el desarrollo. Será una instancia fundamental para trazar el mapa estratégico de las energías renovables en Europa y analizar cómo escalar tecnologías como el hidrógeno verde y el almacenamiento en un contexto de fuerte presión sobre las redes.

📌 La inscripción sigue abierta:
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Más tarde, se abrirá una mesa dedicada al futuro del mercado solar en Europa. Empresas como GCL SI, Everyray y SMA Italia Srl abordarán los desafíos de eficiencia, automatización y digitalización de activos solares. Se espera que GCL presente sus avances en módulos de alta eficiencia y silicio granular, mientras que SMA compartirá detalles sobre Blackhillock, el mayor sistema de almacenamiento conectado a red en Europa.

En el corazón de la jornada se ofrecerá una keynote especial sobre FES Iberia 2025, el próximo evento físico que reunirá en España a líderes del sector renovable. Allí se presentarán detalles sobre temáticas, empresas confirmadas y visión estratégica del foro que busca consolidarse como uno de los encuentros presenciales más influyentes de Europa en materia energética.

La conversación continuará con un panel técnico en español sobre el cruce entre solar y baterías, donde empresas como Solplanet, Suntech, FlexGen y Diprem explorarán las sinergias tecnológicas que podrían redefinir la rentabilidad de los proyectos solares. A la luz del apagón ibérico, también se debatirá sobre resiliencia energética, escalabilidad de soluciones de respaldo y desafíos logísticos en la región.

El cierre del primer día estará a cargo de un panel de analistas que pondrán el foco en las proyecciones de precios, riesgos regulatorios, acceso al capital y el papel de la inteligencia artificial en la predicción de ingresos. Participarán AleaSoft, 360 Energy, Sólida, Licencia Social Energy y Agere, quienes también reflexionarán sobre el impacto de la aceptación social en la viabilidad de nuevos proyectos.

El 22 de mayo, la agenda girará completamente hacia la movilidad eléctrica. Abrirá con una entrevista a Philippe Vangeel, director de EV Belgium, seguida de un bloque técnico sobre expansión de infraestructura de carga, barreras normativas y cooperación transatlántica entre Europa y América Latina para acelerar la adopción del vehículo eléctrico. La jornada incluirá una presentación exclusiva de datos en vivo sobre el sector, a cargo de Mobility Portal Data.

Con más de 20 empresas y organizaciones involucradas, el Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum – Second Edition se consolida como una plataforma estratégica para comprender hacia dónde se dirige la transición energética europea, desde una perspectiva multisectorial, técnica y geopolítica.

📌 La inscripción sigue abierta:

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La entrada IRENA, asociaciones y empresas líderes debatirán mañana sobre el presente y futuro energético europeo se publicó primero en Energía Estratégica.

La industria del almacenamiento de energía con baterías vive un momento de aceleración en América Latina, y México comienza a tomar protagonismo. “El auge empieza a crecer y las expectativas empiezan a tomar forma y empiezan a tener nombres y apellidos”, afirmó Francisco Alcalde, Key Account Manager México de Sungrow, durante una entrevista en el marco del Future Energy Summit (FES México).

El referente señala que el país está ingresando a una fase de mayor claridad regulatoria, luego de años de incertidumbre. “Muy contento. Volviendo a eventos anteriores o tiempo atrás, hay muchísimo más optimismo porque sabemos que recientemente subieron una actualización a las leyes secundarias. Hace tiempo que no teníamos estos movimientos. Esos son los destellos que nosotros estamos viendo, que son claridad o luz en el camino para poder seguir adelante”, explicó Alcalde.

Desde la perspectiva de Sungrow, uno de los principales proveedores de soluciones integrales para almacenamiento en la región, el contexto actual está propiciando una mayor atención del sector privado, que ya comienza a identificar oportunidades concretas para integrar baterías tanto en nuevos desarrollos como en plantas renovables existentes.

Más allá del entusiasmo, Alcalde subrayó la importancia de actuar con responsabilidad y precisión técnica. “Con este boom tenemos que ser muy específicos y muy claros todos los tecnólogos, para que demos los números exactos para el tipo de proyecto”, indicó.

Para Sungrow, la trazabilidad, el acompañamiento posventa y la comprensión detallada del modelo de negocio son elementos fundamentales. “No depende solamente de ‘oye, tengo la tecnología correcta’. Hay que estudiar, hacer todo el business case y el financial case, también para que se dé debido con las regulaciones”, enfatizó.

En ese sentido, sostuvo que el crecimiento natural del almacenamiento debe ser regulado y tarifado correctamente. “Cuando todos esos factores convergen, ya tienes una expectativa y sabes que tu modelo financiero da”, agregó.

Tecnología de punta para acompañar el crecimiento regional

Sungrow ha instalado o tiene en fase de comisionamiento más de 7 GWh de almacenamiento en Latinoamérica, sin incluir a Brasil en esta cifra récord. Según el ejecutivo, gran parte de esta capacidad está ubicada en Chile, pero el crecimiento ya es evidente en mercados como Colombia, República Dominicana, Panamá, Guatemala, El Salvador y México.

En fabricante ofrece actualmente soluciones de almacenamiento tanto en acople AC como acople en DC, para su configuración a escala utilitaria en la región, cada una con ventajas específicas de acuerdo con el tipo de uso requerido.

“El acople en DC lo puedes conectar directamente y reduces verdaderamente tu OPEX, mantienes el CAPEX y tienes una recuperación del clipping. Es algo interesante para aquellos desarrolladores o privados que se queden con los assets”, explicó Alcalde mientras destacó su solución Power Titan 1 para este fin, aunque aclaró que también tiene la función en AC para algunos proyectos.

Cuando el objetivo es mejorar la estabilidad de la red con funciones como grid forming, la opción pasa por acoplar en AC y para este aprovechamiento recomienda su nuevo modelo: “Tienes un equipo string con una MBS y haces un acople AC con los Power Titan 2.0, recientemente lanzado al mercado latinoamericano. Nosotros tenemos ya contratos firmados con ese equipo, entonces nos da el track record y la certeza de lo que vamos a obtener operativamente”, detalló.

La flexibilidad de esta oferta, sumada a la experiencia regional de la compañía, está permitiendo una respuesta más ágil a las diversas realidades del continente. “Tenemos ese diferenciador: estas dos tecnologías, en acople en AC o en DC, dependiendo del tipo de utilización que necesite el cliente, los podemos llevar de la mano. Es importante siempre conocer desde el inicio cuál es el esquema operativo que necesita, porque va muy de la mano con la entidad regulatoria, el modelo financiero y el acople que se defina para hacer un proyecto altamente efectivo”, señaló Francisco Alcalde.

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La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación dio a conocer el modelo de contrato para la licitación AlmaGBA para la instalación de 500 MW de baterías en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

La convocatoria está dirigida a proyectos de entre 10 MW y 150 MW de potencia, con una fecha objetivo de inicio contractual el 1 de enero de 2027 y un plazo máximo de habilitación comercial fijado para el 31 de diciembre de 2028.

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

El contrato establece una duración de 15 años, a contar desde la fecha de habilitación comercial establecida. En caso de que el vendedor no habilite la central en la fecha objetivo, el cómputo del plazo comenzará igualmente en ese momento pactado, independientemente de la puesta en marcha efectiva. 

En materia de remuneraciones, el modelo establece pagos diferenciados por la potencia contratada y la energía abastecida. La remuneración por potencia contratada (Rem.PCONT) se calculará mensualmente considerando la potencia de almacenamiento disponible (PADISP), el precio fijo de la potencia (PFijo), las horas de almacenamiento validadas (HAV) y las horas de almacenamiento comprometidas (HAC), además de los factores de ajuste anual y de estacionalidad.

Los factores de ajuste anual quedan establecidos en 1,20 para los años 2025 a 2027, 1,10 para 2028, 1,00 desde 2029 a 2036, y 0,50 para los últimos cinco años del contrato. Mientras que el factor de estacionalidad (FE) será de 1,20 en los meses de mayor demanda (enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre) y de 0,80 en el resto del año, tal como semanas atrás informó Energía Estratégica (ver nota). 

Es decir que no se modifican las sumas anuales de remuneración, dado que los valores de FE se compensan a lo largo del año. Por tanto, la medida sí puede ocasionar que se adelanten o atrasen flujos de caja en el año de operación, según el mes de COD. 

Mientras que por la la energía inyectada a la red por el proyecto adjudicado se reumenrará a partir de la siguiente fórmula: Rem.EAm = EAm x PES, donde: 

• Rem.EAm: Remuneración por la energía abastecida correspondiente al mes “m” expresado en USD.
• EAm: Energía abastecida en el mes “m” se calculará de acuerdo con la energía entregada a la red por el proyecto, expresado en MWh en el punto de entrega. 
• PES: precio por la energía abastecida expresado en USD/MWh establecido en 10 USD/MWh. 

Como medida de respaldo financiero, CAMMESA asumirá el rol de garante de última instancia en los casos en que los compradores no puedan trasladar los costos del contrato a sus usuarios finales, conforme a lo dispuesto en la Resolución SE N° 67 del 17 de febrero de 2025. 

Ante la falta de pago, tanto el vendedor como el comprador deberán notificar inmediatamente a la Secretaría de Energía y a CAMMESA, quien gestionará los fondos necesarios para cubrir las facturas vencidas. No obstante, CAMMESA solo procederá al pago en la medida en que reciba los fondos correspondientes de la Secretaría de Energía, lo que exime al comprador de cualquier reclamo.

El contrato también define de forma precisa las causales de rescisión. Por parte del comprador, se contempla la finalización unilateral del acuerdo en caso de que la disponibilidad de potencia sea inferior al 50% en un período de seis meses o menor al 25% en un plazo de dos años. 

Y de igual modo, será motivo de rescisión la imposición de tres sanciones administrativas firmes por incumplimiento de normas de seguridad o estándares de calidad, o el incumplimiento reiterado de las órdenes del OED que afecten la calidad del servicio.

En tanto, el vendedor podrá rescindir el contrato si se produce la falta de pago de cuatro facturas consecutivas o seis facturas en un período de doce meses.

Próximas fechas claves

La presentación y apertura de ofertas administrativas y técnicas se realizará el 10 de junio; en tanto que la apertura de las propuestas económicas se hará el 15 de julio, y la adjudicación recién se dará a conocer pocos días después, precisamente el lunes 23/7.  

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La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha firmado el contrato y orden de inicio para los estudios, diseño, suministro, instalación y puesta en marcha del sistema de almacenamiento de energía con baterías más grande de Centroamérica. El proyecto de 75MW/300MWh será instalado en la subestación de Amarateca por el consorcio chino-hondureño Windey-Equinsa, tras ganar una licitación internacional con una oferta de 50,2 millones de dólares (ver más).

Adriana Álvarez, Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, destacó que este sistema permitirá aumentar la capacidad de integración de recursos de generación variable, como la eólica y la solar fotovoltaica. «Este sistema de baterías aportará una reserva primaria y secundaria de frecuencia, durante el día en régimen de carga y durante la noche en régimen de descarga», explicó Álvarez a Energía Estratégica.

El proyecto busca trasladar cuatro horas de energía producida durante el día a horario nocturno, ayudando a abastecer la demanda máxima y evitando el vertimiento y la pérdida de esa energía. Además, contribuirá a dar soporte a la red ante caídas abruptas de generación renovable o fallas en la transmisión, y ofrecerá servicios complementarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Desde el punto de vista económico, la implementación de este sistema representa un ahorro significativo, ya que reducirá los costos de operación del sistema y los costos base de generación. «Al sustituir las plantas de punta que utilizan combustible diésel o búnker por medio de esa energía renovable que vamos a estar almacenando durante el día, realmente es algo muy positivo para el país», afirmó Álvarez.

La orden de inicio para el proyecto fue firmada el 13 de mayo, y actualmente se están realizando los estudios preliminares. Se prevé que las obras comiencen en los próximos meses, con una duración estimada de ocho meses, por lo que se espera que el sistema esté en operación en enero de 2026.

Este proyecto estatal será muy emblemático en la región y se espera que siente las bases para futuras inversiones en almacenamiento de energía en Honduras. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando en la normativa de almacenamiento de energía, contemplando servicios y remuneraciones.

«Ya hay un documento a nivel de borrador y esto va encaminado a promover este tipo de tecnologías, que también los privados puedan integrar a sus sistemas de energía renovable, principalmente los variables como la solar y la eólica, este tipo de sistemas y que puedan ser remunerados conforme a las legislaciones que en ese momento van a estar vigentes», anticipó Adriana Álvarez.

Además del sistema de almacenamiento en Amarateca, la ENEE está desarrollando proyectos de generación a partir de energía renovable variable. Entre ellos, destaca un sistema solar fotovoltaico con una capacidad instalada de 50 MW con una inversión de más de 43 millones de dólares, como ampliación y complemento de la central hidroeléctrica Patuca III. Este proyecto, comentó Álvarez a este medio, busca garantizar el embalse de la presa en época de verano y potenciar la generación y el suministro eléctrico en la zona del departamento de Olancho.

Aquello no sería todo. La ENEE también está apostando al desarrollo de proyectos hidroeléctricos multipropósito, ya que considera que son una solución para reducir la dependencia de fuentes térmicas, contener inundaciones e impulsar la economía local con la creación de empleos.

En tal sentido, ya se han realizado convocatorias a licitación pública internacional tales como las vinculadas a la represa multipropósito El Tablón de 17.07 MW que busca, además de generar energía, mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.

En adición, se tiene en mira otros proyectos hidro ya que, de acuerdo con la Directora de la Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable de la ENEE, Honduras cuenta con más de 5.000 MW de potencial hidroeléctrico aún no explotado, y que podrían acceder prontamente a financiamientos para su construcción.

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México alcanzó a finales de 2024 una capacidad solar instalada superior a los 12,5 GW, de los cuales 4,4 GW corresponden a generación distribuida. Tan solo en 2024 se incorporaron más de 1 GW de nueva capacidad distribuida mediante más de 100 mil contratos, marcando un crecimiento interanual del 48,4 %.

En ese terreno, JA Solar no solo se ha consolidado como actor dominante, sino que también busca ampliar sus ventas en nuevos segmentos del mercado. “Cerrando el año 2024, podemos decir que otra vez, nuevamente en generación distribuida, JA Solar es el número uno en paneles, con una participación de mercado de arriba del 23 %, cuando el segundo lugar tiene un 16 %”, explicó Alexander Foeth, Country Manager de la compañía en México.

La empresa estima que históricamente ha suministrado casi 1 GW en paneles solares destinados a generación distribuida en el país, cifra que se suma a los 2 GW aportados en proyectos utility scale actualmente en operación. Su estrategia se apoya en un modelo de distribución exclusivo junto a Exel Solar, que según Foeth permite responder con agilidad a la creciente demanda local en este segmento del mercado.

El éxito sostenido de JA Solar se explica también por su permanente apuesta a la innovación tecnológica. Su modelo insignia actual, el Deep Blue 4.0 Pro, incorpora tecnología TopCon tipo N con una eficiencia de celda del 26 % y una eficiencia global del panel del 23 %. “Es un panel con mejora en eficiencia… En temas de potencia, en México tenemos una variedad que va desde los 590 W hasta los 630 W por panel”, detalló Foeth. Esta versatilidad permite a la compañía suministrar tanto al segmento distribuido como el de gran escala: “Con este producto podemos cubrir las dos necesidades”.

Pero el mayor cambio que anticipa JA Solar está en el mercado emergente del autoconsumo industrial. El reciente aumento del límite para generación distribuida, de 500 a 700 kW, y la definición de un nuevo nicho entre 700 kW y 20 MW para autoconsumo, abre un abanico de posibilidades que la empresa pretende capitalizar. “Nosotros creemos que aquí hay una demanda gigante, mínimo 1 GW en este año, de la industria que necesita generar su energía renovable. Ya tenemos equipo especializado en ese nicho, muy buenas alianzas y estamos también en preparación de esos proyectos”, adelantó Foeth durante una entrevista audiovisual en el marco del encuentro Future Energy Summit México (FES México).

La industria mexicana, golpeada por los altos costos energéticos y con presión creciente para avanzar en sus metas ambientales, ha comenzado a voltear hacia soluciones de suministro con energía solar. JA Solar se posiciona como proveedor de referencia para atender esta demanda latente.

En paralelo, el mercado utility también se prepara para una nueva etapa. El Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030 contempla, por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la incorporación de 4.6 GW en nuevos proyectos solares, incluyendo la continuación de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco con 580 MW a licitarse este año. Pero la capacidad instalada privada también podría dar un salto en los próximos meses.

“Vemos que va a detonar este año bastantes proyectos que están ya en la pipeline, donde esperamos que se les vayan a dar los permisos bajo la nueva regulación que todavía está por definirse a detalle”, indicó Foeth.

Las expectativas de este fabricante están puestas en mantener el liderazgo en el segmento distribuido que sigue creciendo y, al mismo tiempo, ampliar presencia en un segmento que promete revolucionar la forma en que las empresas industriales consumen energía. “Esperamos que en este año nuevamente lleguemos arriba de 1 GW de instalación y obviamente, para seguir siendo el número uno, tenemos que todavía aumentar nuestras ventas. Ese es el reto que tenemos y tenemos el equipo y la estrategia correcta aquí”, afirmó Alexander Foeth con convicción.

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Sergio Rodríguez Moncada, Chief Technology Officer de Solis, compartió la visión de la empresa durante su participación en un panel de debate en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), destacando los desafíos técnicos y regulatorios que enfrentan los proyectos energéticos en los estados insulares.

“Nuestra perspectiva incluyendo República Dominicana y todas las diferentes islas que componen el Caribe ofrece una gran oportunidad pero también un tema bastante retador”, explicó Rodríguez. La heterogeneidad técnica, normativa y logística entre territorios como Jamaica, Puerto Rico, Barbados y Curazao demanda soluciones versátiles, adaptables y con respaldo técnico inmediato.

Ante esta complejidad, Solis ha apostado por el desarrollo de inversores que puedan operar bajo diferentes esquemas de certificación —UL o europea— y configuraciones eléctricas como 220, 380 y 415 V. “Hemos enfocado nuestro esfuerzo y nuestra innovación en una gama más en generación distribuida, mucho más escalable, mucho más fácil de instalar, porque entendemos los retos del Caribe en tema de condiciones climatológicas, en tema de complejidad también de transporte”, añadió el CTO.

A diferencia de otros fabricantes que priorizan soluciones de gran capacidad en contenedores, Solis se ha enfocado para esta región en inversores de menor tamaño, altamente customizables y adaptables a entornos insulares.

El diseño de sus productos está guiado por dos motores fundamentales: la regulación cambiante y la necesidad de reducir costos sin comprometer la calidad ni la continuidad operativa. Esto ha motivado a Solis a enfocarse en el segmento residencial, comercial e industrial de hasta 1 MW, con especial énfasis en los sistemas híbridos con almacenamiento.

Rodríguez confía en que este 2025 será un año de estabilización de precios, lo cual permitirá reforzar la oferta de garantías y servicios de largo plazo, beneficiando tanto a fabricantes como a socios locales.

Respecto a su presencia regional, Solis ha participado en proyectos emblemáticos no sólo en mercados de Centroamérica y el Caribe. Para Rodríguez, el verdadero «proyecto de impacto» es la democratización de la energía solar. “Somos el tercer fabricante a nivel internacional, pero somos el número uno en cantidad de piezas o inversores en países como México. De dos inversores instalados, uno es Solis. Y en mercados como el caribeño, Colombia, República Dominicana, de tres, uno es Solis”, afirmó con orgullo.

La compañía también ha fortalecido sus alianzas con actores locales para garantizar disponibilidad inmediata de equipos y atención técnica oportuna. “Si tienen algún proyecto, ya sea generación distribuida, a gran escala, almacenamiento, se pueden acercar a nosotros. Estamos aquí y con nuestros partners locales para poder tener producto disponible de manera inmediata”, concluyó Rodríguez.

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En participación virtual en el 17º Congreso Anual de Energía de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma invitó a los actores de este sector de la energía para crear una gran mesa de diálogo que permita la formulación de un nuevo proyecto de ley sobre temas cruciales para la transición energética como: la opción tarifaria, la estratificación del servicio y la conformación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

“Invitarles a que participen de la discusión que queremos abrir en el Congreso de la República sobre un Proyecto de Ley que incluye distintos temas como: la estratificación, la opción tarifaria, los saldos de la opción tarifaria, la reconfiguración, incluso, la conformación de la CREG. Esperamos que también se unan los usuarios y los tomadores de decisión del sector de la energía”, manifestó el jefe de la cartera de gobierno.

Además, el ministro Palma enfatizó en la importancia de seguir trabajando de manera articulada en la implementación de proyectos solares como una forma de diversificar las fuentes de energía del país. Esto ayudará a que Colombia tenga una transición energética que brinde seguridad a través de proyectos como las subastas de expansión y de reconfiguración, las cuales permitirán cerrar la brecha entre la energía que se produce y la que se necesita, asegurando así el suministro para todos los colombianos.

Palma Egea también agradeció al sector privado por la apuesta de lograr que Colombia cumpla su meta de incorporar 6 GW plus (6 gigavatios plus) de energía al Sistema Interconectado Nacional. “Queremos poder superar esta meta que triplicó la del Plan Nacional de Desarrollo, en la que ustedes y varios de sus asociados han jugado un papel fundamental al vincular proyectos de energía renovable al país. Queremos agradecerles porque dentro de los objetivos de esta estrategia se incluye la remoción de obstáculos para promover la inversión pública y privada”.

La Transición Energética Justa seguirá avanzando en su agenda con el sector energético de cara a la disposición del Ministerio de Minas y Energía al diálogo social y a las conversaciones públicas para la construcción de acuerdos que busquen el bien de los usuarios, quienes, históricamente, han estado excluidos de estos debates.

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Risen Energy, empresa reconocida por su liderazgo global en la fabricación de módulos solares, ha ampliado su portafolio con soluciones de almacenamiento energético, anticipándose a un entorno regulatorio que exige nuevas capacidades técnicas y operativas para el despliegue de proyectos de energías renovables.

Durante una entrevista en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen, compartió las perspectivas de la compañía. “Estamos viviendo un momento interesante en la empresa… Risen pasó de ser un fabricante de módulos a ser un fabricante de módulos y un fabricante de sistemas de almacenamiento”, introdujo.

Según Victoria Sandoval, se percibe una tendencia regional hacia la incorporación de almacenamiento ante las limitaciones de las redes eléctricas. “Un poco el modelo parecido a lo que está sucediendo en Chile lo vamos a empezar a ver en otros sitios. Había muchísimo potencial para instalar capacidades, de repente hubo un freno porque se dieron cuenta que las redes tienen un límite y ahora todo el mundo va a empezar a requerir baterías”, afirmó.

En esa línea, mencionó que en países como Brasil también se vivieron momentos de curtailment, y cambios regulatorios recientes como la eliminación de exenciones impositivas están generando nuevos retos. Mientras tanto, otros mercados como República Dominicana se perfilan como claves en esta etapa de acelerar la transición con soluciones híbridas. “Ahorita estamos viendo en República Dominicana uno de los mercados punteros en lo que estamos haciendo nosotros, que es este mercado dual de baterías y módulo”, indicó.

En México, Sandoval destacó que las nuevas disposiciones regulatorias comienzan a establecer requerimientos explícitos de respaldo con baterías para obtener permisos de instalación de proyectos. “A partir de la nueva regulación, todos los sistemas que quieran obtener un permiso van a necesitar tener forzosamente una capacidad de baterías de respaldo. Se habla de un 30% y todavía estamos indecisos si es a dos o cuatro horas, pero ya definitivamente es un requerimiento”, señaló.

En respuesta a esta tendencia, Risen ha estructurado oficinas de apoyo técnico especializado en almacenamiento. “Tenemos equipo técnico de respaldo en tres países, sobre todo para baterías porque es mucho más complejo de lo que nosotros hacíamos en paneles. Tienes que tener un equipo de respaldo para diseño, comisionamiento y construcción de proyectos. Tenemos uno basado en China, uno en Estados Unidos y uno en España”, detalló Sandoval. Esta estructura multinacional permite atender proyectos con distintas exigencias de interconexión, adaptándose a contextos como la frontera norte de México, donde pueden requerirse estándares compatibles con Estados Unidos.

Además de observar oportunidades con nuevos proyectos PV+BESS, el sector en México permanece atento a las licitaciones que la CFE prevé lanzar este año bajo el Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030. Entre los proyectos destacados se encuentran Puerto Peñasco III (300 MW) y Puerto Peñasco IV (280 MW), ambos con convocatorias previstas para agosto y adjudicación en diciembre de este 2025.

Al respecto, Sandoval expresó su expectativa de que la próxima vez que la industria se reúna en FES México haya avances concretos. “Tirando la moneda del deseo, me gustaría que nuestra próxima reunión en México estemos hablando de ya la conclusión del proyecto de Puerto Peñasco y el desarrollo de nuevos proyectos por parte de CFE, porque CFE está pasando por un momento de reestructuración interna bien interesante y yo creo que no hemos visto todo lo que se va a hacer”, afirmó.

En cuanto a la oferta tecnológica, la ejecutiva subrayó que Risen se encuentra liderando en eficiencia respecto a la competencia. “Nos saltamos un paso. Si vemos el desarrollo de la tecnología en escalones, nosotros nos saltamos un paso que es el escalón donde están todos actualmente, que es en el TOPCon, y estamos ya en el siguiente nivel que es tecnología HJT, que es un poco más eficiente”, explicó.

Con esta decisión estratégica de invertir en tecnología HJT, la empresa se desmarcó del enfoque generalizado hacia soluciones TOPCon. Esta elección le permite hoy ofrecer productos de alto rendimiento, como paneles de hasta 730 W, con mejor coeficiente de temperatura y bifacialidad del 90%.

Este desarrollo en paneles solares es complementado por la incorporación decidida al sector de almacenamiento, tras la adquisición de la firma SYL, rebautizada como Risen Storage. Con ello, la compañía suma una capacidad instalada de producción de baterías de 15 GWh anuales, con más de 3,5 GWh ya conectados a la red, lo que la posiciona como un jugador con experiencia concreta en integración de Battery Energy Storage Systems (BESS).

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