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La designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá fue recibida con optimismo por distintos actores del sector energético, tanto del ámbito técnico como del privado. Su trayectoria en regulación e integración regional genera confianza respecto de la continuidad de las políticas de transición que el país ha venido construyendo en la última década.

Desde el ámbito académico, Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE), expresó que “la Secretaría Nacional de Energía siempre se ha distinguido por contar con profesionales de alto nivel” y aseguró que “no tengo duda de que el nuevo secretario tiene la experiencia y la disposición para seguir fortaleciendo una de las oficinas técnicas más importantes del país”.

Desde el sector privado, Félix Linares, Project Manager en AG Proyectos y Servicios, valoró también la trayectoria de Rodríguez. “El nuevo secretario es una figura con una amplia trayectoria en integración eléctrica regional y regulación”, afirmó, y añadió que su designación sugiere un enfoque orientado a la estabilidad del sector y a la consolidación de la Agenda de Transición Energética.

Ambos especialistas coincidieron en la importancia de mantener el calendario de licitaciones previsto por la Secretaría Nacional de Energía y la empresa estatal ETESA. “Las señales desde el sector apuntan a darle continuidad para mantener la previsibilidad y la confianza de los inversionistas”, sostuvo Boya. En el mismo sentido, Linares afirmó que “es probable que se mantenga el calendario planificado para 2025, ya que es fundamental para asegurar el suministro eléctrico a largo plazo y mantener el impulso de las inversiones en renovables”.

A pesar del contexto favorable para la inversión y del crecimiento sostenido de la capacidad renovable instalada, el sector energético panameño enfrenta desafíos estructurales que requieren modernización normativa. Para Boya, “el principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”.

Según el investigador, la actual Ley 6 de 1997 limita la incorporación de nuevos actores y tecnologías al sistema. Entre las restricciones identificadas se encuentran la falta de tarifas horarias, la no habilitación de agregadores ni flujos bidireccionales, y las trabas a la participación de prosumidores. “Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una industria 3.0, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advirtió.

Linares coincidió en la necesidad de actualizar el marco regulatorio, especialmente en lo referido a eficiencia energética y generación distribuida. “Se esperaría que el nuevo secretario pueda resolver los cuellos de botella regulatorios que han afectado a la industria, particularmente en la apertura de la figura del prosumidor y nuevos agentes del mercado”, expresó.

Ambos señalaron que una reforma efectiva requerirá también avanzar en la digitalización de la red, mejorar la gestión de la variabilidad renovable y preparar el sistema para una mayor flexibilidad operativa. Boya advirtió que “la baja digitalización de la red dificulta implementar demanda flexible y gestionar la variabilidad de la solar, lo que aumenta riesgos de curtailment y sobrecargas”.

Las primeras señales institucionales van en línea con esas expectativas. Según Boya, el nuevo secretario ya ha manifestado su compromiso con la inversión, la electrificación de más de 80.000 hogares, la modernización del Plan Energético Nacional y la conexión Panamá–Colombia. “Esto envía una señal clara de continuidad y confianza”, concluyó.

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La nueva licitación de largo plazo PEG-5 en Guatemala se prepara para sostener la tendencia decreciente en los precios monómicos promedio adjudicados en el mercado eléctrico, lo que refuerza el atractivo del país para desarrolladores e inversores.

Desde el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), su director ejecutivo Víctor Asturias proyecta que, considerando los factores actuales, el rango razonable de precios para esta ronda se ubique entre 70 y 85 dólares por MWh. }

“En PEG-1 a PEG-4 los precios bajaron de alrededor de 117,5 a 79,2 USD/MWh, una reducción cercana al 32%. PEG-5 debería sostener esta tendencia si hay suficiente competencia”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.

El mecanismo de adjudicación seguirá siendo una subasta inversa, con un precio tope establecido por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y ofertas que deben situarse por debajo de ese umbral. En el caso de PEG-4, el proceso arrancó en 167 USD/MWh y, tras 37 rondas, cerró en 79 USD/MWh.

La perspectiva de precios más competitivos se apoya, además, en la continuidad de ciertas condiciones macroeconómicas, como tasas de interés, tipo de cambio, inflación y costos de capital.

¿Cuáles fueron las claves para atraer inversión?

Para asegurar la participación de actores sólidos y financiamiento competitivo, la bancabilidad del proceso es un factor crítico. “Fue clave garantizar certeza jurídica y regulatoria, un PPA bancable y la solvencia del comprador”, remarcó Asturias. Estos elementos permiten estructurar financiamiento de largo plazo bajo condiciones favorables.

En esa línea, el ejecutivo destacó que el contrato “tuvo un plazo típico de 15 a 20 años, indexación adecuada, garantías de pago y cláusulas claras de solución de disputas”. También señaló que la liquidez de las distribuidoras y la disponibilidad de transmisión en el nodo de conexión fueron aspectos técnicos que incidieron directamente en la viabilidad del proyecto.

El financiamiento previsto será mayoritariamente privado y comercial, mediante bancos locales e internacionales, fondos de infraestructura y equity propio del desarrollador. No obstante, “en tecnologías estratégicas y renovables, actores como BID, IFC o BCIE tuvieron un rol importante con préstamos y garantías”, precisó Asturias. Además, se considera relevante el apoyo público indirecto, a través de incentivos fiscales, mejoras en permisos y expansiones de transmisión que faciliten la evacuación de energía.

El proceso PEG-5 incorpora varias lecciones aprendidas de rondas anteriores. Entre ellas, se destacan precios más competitivos que continúan la baja estructural observada, mayor diversidad tecnológica con creciente participación de fuentes solares y eólicas, opciones híbridas con almacenamiento en baterías (BESS), e incorporación de criterios ambientales que limitan los factores de emisión al umbral del gas natural. “Un diseño técnico-legal más robusto, con cronogramas definidos y tipologías contractuales claras, mejoró además la bancabilidad”, subrayó el ejecutivo del CIE.

Sin embargo, persisten condiciones por mejorar para optimizar los resultados. Una de ellas es la transmisión insuficiente en ciertos corredores. Si bien el Plan de Expansión del Transporte (PET) está en ejecución, se requieren obras adicionales para evitar cuellos de botella.

También se identifican desafíos en materia de certidumbre operativa e institucional. Asturias señaló la necesidad de “ventanillas únicas, plazos perentorios y disciplina institucional para reducir demoras y litigios”. A esto se suma la estandarización de contratos PPA: “Se requirió mayor uniformidad en cláusulas críticas, ajustes automáticos y garantías” para atraer deuda de largo plazo en mejores términos.

La gestión post-adjudicación es otro foco de atención. “Fue necesario asegurar la ejecución efectiva de los proyectos, facilitar la sustitución ágil de aquellos que no avanzaron y evaluar la solvencia y experiencia de los oferentes”, puntualizó.

Respecto a nuevas tecnologías, el ejecutivo indicó que si bien el diseño de PEG-5 es tecnológicamente abierto, la incorporación de GNL aún enfrenta desafíos. “Su viabilidad requirió soluciones integrales de suministro como FSRU y coordinación con planes de red”, señaló, y advirtió que la infraestructura actual es limitada.

Con estos elementos, la licitación PEG-5 representa una oportunidad estratégica para continuar posicionando a Guatemala como un mercado competitivo y estable en generación eléctrica. “Si se mantuvo la competencia y se consolidaron las mejoras normativas, PEG-5 marcó un nuevo hito en eficiencia y diversificación tecnológica para el país”, concluyó Víctor Asturias.

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Coral Energía fue una de las principales ganadoras de la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, adjudicándose dos proyectos de almacenamiento por un total de 100 MW de capacidad.

Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía, conversó con Energía Estratégica sobre lo que implica esta asignación y cuáles son los próximos pasos de los proyectos “BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia y conectados a las redes de Edenor, adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente.

“El mercado renovable demandará almacenamiento para altas penetraciones más temprano que tarde, y desde Coral Energía queríamos estar en la primera etapa de la curva de aprendizaje del storage de Argentina”, manifestó.

La decisión de participar en AlmaGBA responde a una estrategia clara de posicionamiento en tecnologías que, según la compañía, resultarán críticas para la próxima etapa del sistema energético nacional. En este marco, Coral Energía ejecutó un trabajo detallado de ingeniería y análisis territorial para definir su propuesta. 

El análisis técnico contempló, entre otros factores, la relación entre voltaje de conexión y escala del proyecto. En varios nodos, conectarse en 132 kV implicaba costos elevados, por lo que la compañía optó por ubicar sus proyectos en zonas donde fuera posible conectarse en 33 kV, logrando una reducción sensible del costo de acceso a red. 

“Hicimos un trabajo de ingeniería para elegir bien los nodos, los tamaños de los proyectos y la atención de trabajo. Con esa estrategia de proyectos de 50 MW en nodos estratégicos, conseguimos un precio competitivo y por suerte fuimos adjudicados en dos de los tres sistemas BESS presentados”, explicó. 

A través de esta adjudicación, Coral Energía no solo suma capacidad instalada, sino que da el primer paso hacia una operación híbrida, integrando generación renovable y almacenamiento, a fin de transitar la curva de aprendizaje para llevar adelante el pipeline previsto, integrado por parques de generación renovable (principalmente fotovoltaica) con storage, y ser remunerados por ambas tecnologías en la nueva contractualización del mercado.

En este punto, el ejecutivo consideró clave que se definan los marcos normativos que permitirán gestionar económicamente las centrales híbridas. “Es importante que se pongan los términos de referencia sobre cómo se gestionarán las centrales híbridas”, remarcó.

Respecto a los sistemas BESS, la empresa mantiene conversaciones con múltiples proveedores. No obstante, la decisión final no será puramente técnica, sino que dependerá del maridaje tecnológico-financiamiento. 

En esa línea, el ejecutivo señaló que el pliego de AlmaGBA fue exigente en materia de cumplimiento técnico, estableciendo fuertes penalidades ante desvíos operativos. Por este motivo, la empresa evaluará sus opciones a partir de tres criterios centrales: eficiencia tecnológica, mitigación de riesgos y precio/financiamiento asociado.

“Además, el horizonte es que estén operativos a mediados de 2027, pero si se puede antes mejor ya que la remuneración es mejor cuanto más rápido se hace el proyecto”, subrayó Álvarez sobre la fecha de habilitación comercial prevista. 

 Visión de mercado: transformación del MATER, redes de distribución y minería

El sector eléctrico argentino se encuentra en una etapa de redefinición estructural, tanto en su organización contractual como en los esquemas de remuneración. En este escenario, la licitación AlmaGBA representa solo un primer paso. 

En el corto y mediano plazo, el ejecutivo anticipa que los movimientos más dinámicos del mercado renovable se concentrarán en proyectos de mediana escala, particularmente en redes de distribución, “residual al MATER”, que se va a transformar en un único Mercado a Término (MAT) donde las ERNC competirán en igualdad de condiciones con centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares

En paralelo, el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía identificó un nicho estratégico en el abastecimiento energético del sector minero, tanto en esquemas on-grid como off-grid, y con especial énfasis en centrales híbridas. Por lo que la compañía ya está enfocada en desarrollar ese tipo de soluciones, con lógica de inversión más ágil y descentralizada.

“No podemos depender del éxito de las licitaciones de inversión privada o de la extensión de las líneas, porque tardarán al menos cuatro años en hacerse realidad”, advirtió. 

En ese marco, Coral Energía impulsa un modelo de parques solares de mediana escala conectados a redes de distribución, donde se priorice no solo el costo de generación, sino también la calidad del servicio. 

“Tendremos dos componentes, el precio del kilovatio hora que desplaza a uno que es más caro, pero al mismo tiempo tenemos la oportunidad de mejorar la calidad de servicio”, concluyó Álvarez.

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Panamá ha logrado consolidar una de las matrices energéticas más limpias de la región, con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal. La base sigue siendo la hidroelectricidad, pero en la última década las tecnologías solar y eólica han ganado un espacio clave dentro del sistema, pasando de representar menos del 5 % a más del 15 % de la generación nacional.

“Hasta 2024, Panamá mantiene una matriz eléctrica con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal”, detalló Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE). Este avance, subraya, se logró gracias al crecimiento sostenido de nuevas fuentes limpias, entre las que destaca la energía solar y la eólica.

La capacidad instalada de energía eólica ya supera los 500 MW, concentrada principalmente en provincias como Coclé y Penonomé. Por su parte, la energía solar fotovoltaica ronda los 600 MW, y se ha extendido de manera descentralizada por todo el país, tanto a gran escala como en proyectos de generación distribuida.

Entre las tecnologías con mayor potencial de crecimiento, Boya destaca a la solar como la fuente más dinámica y con proyecciones sólidas. “La solar es la que registra el crecimiento más acelerado y continuará liderando la expansión renovable”, aseguró. En 2024, ya se superaron los 700 MW instalados, cifra impulsada por condiciones competitivas, disponibilidad de recurso y rapidez en la instalación de proyectos.

Aunque aún hay potencial hidroeléctrico —en cuencas subutilizadas como las de Bocas del Toro— y espacio para expandir la eólica en regiones como Veraguas, la solar se perfila como la tecnología central de la transición energética panameña.

El freno estructural: un marco regulatorio desactualizado

Pese al avance, el crecimiento renovable enfrenta un límite claro: el marco normativo. “El principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”, sostuvo Boya. A su entender, los desafíos financieros y técnicos solo pueden resolverse una vez que se modernice la base legal que rige al sector.

La Ley 6 de 1997, aún vigente, establece un mercado rígido que no permite tarifas horarias, participación de agregadores ni flujos bidireccionales. Esto limita seriamente el desarrollo de proyectos de almacenamiento, generación distribuida y la figura del prosumidor, elementos que son centrales en sistemas eléctricos modernos.

Además, Panamá enfrenta una brecha técnica considerable: la baja digitalización de su red eléctrica. Esto impide aplicar estrategias de demanda flexible, aumenta los riesgos de sobrecargas y hace más difícil gestionar la variabilidad de las energías renovables, en especial la solar.

“Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una ‘industria 3.0’ energética, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advierte Boya. Este rezago podría tener consecuencias directas sobre la competitividad del país y su capacidad para atraer inversiones de alto valor agregado, como la industria de semiconductores.

A pesar del progreso logrado, la advertencia es clara: sin una reforma integral del marco regulatorio y sin inversión en digitalización, Panamá podría comprometer su liderazgo en energías limpias. “El mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, concluye el investigador, marcando la urgencia de adaptar el sistema energético a los estándares de innovación que hoy demanda el mercado global.

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El proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica) despertó reacciones en la industria y entre analistas. La norma propone un régimen diferencial para proyectos eólicos de entre 10 y 100 MW, con plazos reducidos, criterios claros de localización y exigencias tecnológicas.

Mientras el Gobierno lo presenta como un instrumento para destrabar inversiones, las voces del sector coinciden en que es una señal positiva, aunque con riesgos y ajustes necesarios.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE Energía, la iniciativa responde a los cuellos de botella acumulados: demoras ambientales, tensiones sociales y brechas de red que frenaron la cartera de proyectos y minaron la confianza inversora.

A su juicio, la LAEólica es lo que el sector estaba esperando: “reglas claras, estudios acotados y plazos definidos son el tipo de señal que pedía la industria para ejecutar CAPEX”.

En diálogo con Energía Estratégica, el abogado señaló que el texto debería precisar aspectos claves como el alcance del diagnóstico que entregará la ANLA junto con los Términos de Referencia y la vigencia exacta de estos, a la par que planteó la necesidad de un cronograma y metodología para la actualización de los cobros de la autoridad.

Asimismo, subrayó como positiva la decisión final en un plazo máximo de quince días tras la información adicional, la simplificación de trámites para mejoras tecnológicas y la posibilidad de que la compensación biótica se materialice a través de Comunidades Energéticas, “alineando licencia y valor social”.

Sectores como la autogeneración a gran escala en cementeras, minería, oil & gas, química e industrias con esquemas PPA, así como portafolios híbridos eólica-solar-almacenamiento, se verán especialmente beneficiados. “La gestión social será el paso clave”, advirtió.

Desde una óptica más crítica, un ensayo técnico-jurídico elaborado por el equipo de Óptima Consultores plantea dudas sobre la arquitectura normativa.

El documento reconoce que el decreto se asienta en un marco habilitante claro y que la estandarización de criterios ambientales aporta seguridad, pero advierte que la compresión extrema de los plazos podría tensionar el debido proceso y aumentar la litigiosidad.

“La racionalización de términos transmite el mensaje de agilidad, pero en expedientes complejos puede acrecentar riesgos de decisiones litigiosas si la capacidad instalada de la ANLA no acompaña el calendario”, menciona el ensayo.

También observa que los criterios espaciales, aunque prudentes para reducir riesgos de colisión y barotrauma en fauna, podrían empujar proyectos tierra adentro, encareciendo los costos de conexión.

Respecto a la línea base, alerta sobre el riesgo de subdetección al permitir solo una campaña de monitoreo antes de la construcción, lo que podría ser insuficiente para especies migratorias.

Aunque coincide con el abogado de OGE Energía, indicó sobre la gestión social que, al no estar anclada al Plan de Manejo Ambiental, puede debilitar su ejecutabilidad y trazabilidad.

“Resultaría más robusto anclar la Estrategia de Gestión Social en obligaciones con metas, cronogramas y medios de verificación”, manifestaron los expertos.

Otro de los puntos críticos son las «inconsistencias de técnica legislativa en el borrador»: referencias cruzadas a capítulos distintos, menciones a LASolar en lugar de LAEólica y la inclusión de proyectos solares en artículos dedicados a reservas forestales, lo que genera inseguridad jurídica.

Concluyen que el decreto es un paso en la dirección correcta, pero que necesita ajustes de precisión normativa, cláusulas de monitoreo estacional y un fortalecimiento de la capacidad de la ANLA para que la celeridad no sacrifique la suficiencia probatoria ni la confianza en los territorios.

El debate está abierto hasta el 15 de septiembre de 2025, fecha límite del plazo de consulta pública fijado por el Ministerio y el desenlace definirá si este decreto se convierte en catalizador de la transición o en fuente de nuevas controversias.

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Greenwood Energy afianza su presencia en América Latina con una estrategia regional que combina adaptación regulatoria, visión local e impacto social. Con proyectos en curso en Panamá, Colombia y República Dominicana, la compañía impulsa un modelo flexible que va más allá de la generación eléctrica tradicional.

“En América Latina no existe un único modelo energético; cada país presenta particularidades regulatorias, de mercado y sociales”, explicó Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy.

Esta realidad llevó a la firma a diseñar una aproximación que combina conocimiento técnico con inserción territorial. “Trabajamos de la mano con gobiernos, reguladores y comunidades para comprender a fondo cada contexto y sus problemáticas más apremiantes”, señaló el ejecutivo.

“En el corto y mediano plazo proyectamos construir entre 150 y 200 MW en el conjunto de países donde actualmente operamos”, indicó Crane. En total, la firma prevé ejecutar un portafolio de entre 250 y 300 MW, combinando distintas escalas y modalidades.

Juan Pablo Crane fue nombrado CEO de Greenwood Energy en diciembre de 2024, en reemplazo de Guido Patrignani, quien pasó a integrar la Junta Directiva. Desde entonces, Crane lidera una nueva etapa de expansión regional con foco en sostenibilidad e impacto social, consolidando alianzas estratégicas en mercados clave de América Latina.

Actualmente, la empresa impulsa una doble línea de desarrollo. Por un lado, se enfoca en proyectos a gran escala que integran sostenibilidad ambiental, inclusión social y respeto por el entorno.

Por otro, desarrolla iniciativas más pequeñas con tiempos de implementación más ágiles, especialmente mini granjas solares orientadas a aliviar la carga de sistemas interconectados.

TERRA INITIATIVE y nuevos mercados en desarrollo

Uno de los pilares de esta estrategia es TERRA INITIATIVE, un proyecto de 156 MWp en Colombia que fusiona generación solar con preservación cultural y ambiental.

La iniciativa se articula con la comunidad Arhuaco de la Sierra Nevada de Santa Marta y propone un modelo de co-beneficio social y energético. Actualmente, Greenwood se encuentra en la etapa de consecución de financiamiento para comenzar una primera fase de 52 MWp.

“TERRA INITIATIVE trasciende la generación eléctrica; es un modelo pionero que combina desarrollo renovable con recuperación cultural y ambiental”, destacó el CEO.

De forma paralela, la compañía planea instalar entre 50 y 100 MWp adicionales en Colombia mediante mini granjas solares, fortaleciendo la capacidad de respuesta del sistema energético nacional.

En Panamá, Greenwood ya opera el proyecto ALMA MATER —con 40 MWp en funcionamiento— y avanza con nuevas iniciativas solares en distintas fases de estructuración y permisos.

En tanto, en República Dominicana la empresa sigue de cerca los procesos de licitación pública, evaluando condiciones como la estabilidad normativa, la infraestructura de transmisión y la viabilidad financiera.

“Seguimos de cerca estos procesos de licitación, no solo en Panamá y República Dominicana, sino también en otros países de la región”, confirmó Crane.

Según detalló, Greenwood prioriza proyectos que no solo sean competitivos en costos, sino que generen un impacto positivo en las comunidades locales.

Más allá de los megavatios instalados, Greenwood mide su expansión en función del valor generado para las personas.

“Nuestro propósito es que el crecimiento de la compañía no se mida únicamente en megavatios instalados, sino también en la cantidad de vidas que podemos mejorar”, sostuvo su CEO. Bajo esta lógica, la estrategia es regional en visión y local en ejecución, con sostenibilidad e innovación como pilares centrales.

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BGH Eco Smart refuerza su posicionamiento en el mercado de la generación distribuida en Argentina con una estrategia basada en tres modelos de negocio diferenciados: la distribución de productos, la ejecución de obras directas para proyectos de gran escala y la venta de energía a través de contratos (PPA). 

Este enfoque le permite adaptarse a distintos perfiles de clientes y demandas técnicas en un contexto donde la generación distribuida duplicó su potencia instalada en solo un año.

«Nos estamos posicionando fuertemente en el segmento de generación distribuida en algunos nichos particulares como imprentas y distintos tipos de agroindustrias», manifestó Manuel Pérez Larraburu, Gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los sectores más activos, señala a la industria agrícola en regiones pujantes como Entre Ríos, Córdoba, Salta y Buenos Aires, con proyectos que oscilan entre 40 y 250 kW, y destaca que en el caso de algunas industrias de Buenos Aires se han alcanzado instalaciones de hasta 2,2 MW en techos industriales.

El crecimiento del sector se refleja en los datos oficiales. Según la Secretaría de Energía de la Nación, ya hay 3034 proyectos habilitados como usuarios-generadores (U/G), que suman un total de 82,43 MW de potencia instalada, lo que representa el doble de capacidad que hace un año.

La empresa articula su estrategia según el tamaño del proyecto y el perfil del cliente. Posee una red de integradores que alcanzan a los clientes residenciales, comerciales e industriales, y se trabaja conjuntamente sobre los usuarios con proyectos superiores a 1 MW. Mientras que en proyectos de alrededor de 10 MW, implementa un modelo de venta de energía. 

“La diferencia principal radica en que cambia el producto sobre el cuál se acuerda un contrato. En un caso el producto es el proyecto, donde uno paga la instalación del sistema de generación distribuida en un acuerdo que fuese (o no) financiado”, indicó Manuel Pérez Larraburu. 

Mientras que en último caso se paga la energía que genera el parque, que se comercializa a través de un contrato, siempre enmarcados en la legislación de generación distribuida, o si excede la potencia o el nodo, enmarcados en la Ley N° 27191, teniendo como ventaja el congelamiento el precio de la energía a largo plazo. 

“Nuestra estrategia es profundizar en las tres verticales mencionadas y con mucho foco en proyectos de mayor potencia”, agregó el gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart. 

Y cabe recordar que la compañía cuenta actualmente con alianzas tecnológicas estratégicas, como Trina Solar para paneles fotovoltaicos, y comercializa inversores propios y de la firma Huawei, por lo que brinda productos y servicios de garantía para alcanzar tal objetivo. 

Sin embargo, los desafíos financieros persisten, ya que el principal reto del año es el financiamiento. Aunque se registró una mejora a finales de 2024 e inicios de 2025, el incremento de tasas en los últimos meses ha complicado el acceso a crédito para muchos clientes. En este escenario, el modelo de venta de energía se presenta como una herramienta viable para impulsar proyectos de mayor escala.

Desde el punto de vista regulatorio, también hay puntos de mejora, mayormente vinculados a la celeridad de trámites y que los requisitos sean los menores posibles para no encarecer las inversiones. 

Estas oportunidades de mejora aplican especialmente a la generación comunitaria, que avanza de forma dispar según la región, y a los casos donde las demoras en habilitaciones generan incertidumbre. «Impacta mucho a la hora de decisión y genera una brecha entre la realidad y las expectativas», advirtió el entrevistado. 

El rol emergente del almacenamiento

Uno de los frentes donde la empresa también proyecta crecimiento es en el despliegue de sistemas de almacenamiento energético, una tecnología que comienza a emerger en aplicaciones industriales en Argentina. Aunque aún en fase incipiente, su adopción se acelera impulsada por la baja de precios y la identificación de usos concretos, más vinculados a la calidad de red que a tarifas horarias.

«Empieza a evaluarse y a consultarse cada vez más. Especialmente para mitigar microcortes o inestabilidad de red,», confirmó el entrevistado. 

Y desde BGH Eco Smart ya han concretado soluciones en este campo, por lo que buscan transferir ese conocimiento al mercado y que el sector tome esa experiencia de manera positiva. 

“Los sistemas de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación comienzan a masificarse en los sectores residencial y comercial, y se abre la posibilidad de abordar proyectos industriales de 1, 2 y hasta 5 MW”, sostuvo Pérez Larraburu.

Formas de contacto de BGH Eco Smart

• Instagram: @bgh.ecosmart
• Facebook: bghecosmartlatam
• LinkedIn: bghecosmart
• Web: ecosmart.bgh.com.ar

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El almacenamiento de energía se posiciona como un pilar estratégico para el futuro energético de Panamá. Con una matriz cada vez más penetrada por fuentes variables como la solar y la eólica, la incorporación de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) será esencial para mantener la estabilidad y avanzar en la descarbonización.

“La integración de baterías será fundamental para superar el desafío de la intermitencia”, afirmó el Project Manager de AG Proyectos y Servicios, Félix Linares, quien también advirtió que “los costos iniciales aún son altos, lo que limita su adopción masiva”. Según el especialista, el almacenamiento no solo permitirá una operación más eficiente del sistema eléctrico, sino que facilitará la sustitución progresiva de las centrales térmicas utilizadas como respaldo.

Actualmente, Panamá muestra un crecimiento renovable sostenido, especialmente en el segmento solar fotovoltaico. En 2024, el país incorporó 143,39 MW de nueva capacidad solar, alcanzando un total cercano a los 700 MW instalados. Esto permitió que la generación solar representara el 7,76% del total eléctrico nacional, en una tendencia que sigue desplazando a los combustibles fósiles.

Durante la temporada lluviosa, el sistema eléctrico panameño logró un desempeño notable: hasta el 98% de la demanda fue cubierta por fuentes renovables. Linares sostuvo que estos resultados demuestran que “el sistema es capaz de operar con una alta penetración de fuentes limpias”.

Ese avance fue posible gracias a políticas públicas como la Agenda de Transición Energética y al impulso de la generación distribuida, tanto en grandes parques como en sistemas de autoconsumo en techos comerciales y residenciales. “La energía solar fotovoltaica tiene el mayor potencial de crecimiento a corto y mediano plazo”, destacó el directivo.

En particular, la región del “arco seco” —que incluye las provincias de Coclé, Herrera, Los Santos y Veraguas— concentra las condiciones más favorables para la expansión de este tipo de tecnología. “Allí los sistemas pueden operar con mayor eficiencia y generar una cantidad significativa de energía”, indicó Linares.

Marco regulatorio, hidrógeno verde y desafíos financieros

Junto al almacenamiento, otro vector de crecimiento es el hidrógeno verde, cuya hoja de ruta nacional ya está en desarrollo. “Panamá busca convertirse en un hub de hidrógeno verde, aprovechando su posición estratégica y la infraestructura del Canal”, explicó Linares. Se están llevando a cabo estudios de pre-factibilidad para proyectos que combinen energía solar y eólica con electrólisis, lo que permitirá avanzar hacia nuevos modelos de descarbonización y exportación energética.

No obstante, para sostener este crecimiento se deben superar retos importantes. “Los desarrolladores aún reportan demoras significativas en los permisos de interconexión”, señaló el ejecutivo, quien consideró urgente una modernización de los procesos regulatorios. En paralelo, también es necesario fortalecer la red eléctrica, incluyendo la digitalización y la integración de tecnologías inteligentes que garanticen la estabilidad operativa ante la mayor presencia de energías variables.

En el plano financiero, Linares remarcó que “aunque los costos han bajado, el acceso a financiamiento para proyectos pequeños y medianos sigue siendo limitado”. En ese marco, propuso incentivar créditos verdes y nuevos instrumentos que faciliten la inversión tanto para empresas como para usuarios residenciales.

Panamá avanza con decisión en su transición energética, pero el futuro dependerá de su capacidad para incorporar tecnologías clave como el almacenamiento, junto con marcos normativos más ágiles y financiamiento accesible. Con una matriz limpia en expansión y un entorno natural privilegiado, el país se consolida como referente regional en energías renovables.

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A medida que Solis se acerca a su vigésimo aniversario, la marca hace un repaso de un recorrido definido por la innovación, la confiabilidad y una visión clara hacia un futuro más verde.

Desde sus inicios en 2005, Ginlong (Solis) Technologies se ha consolidado como uno de los principales fabricantes mundiales de inversores string y de almacenamiento para sistemas fotovoltaicos. En estas dos décadas, Solis ha contribuido a transformar el panorama de la energía renovable a nivel global, impulsando a millones de hogares y empresas en más de 100 países y regiones.

Lo que ha distinguido a Solis no es solo la tecnología, sino también un firme compromiso con la calidad y la cercanía con sus clientes. Esto se refleja en los 10 años consecutivos de reconocimiento Top Brand PV por EUPD Research, votado directamente por instaladores; en la inversión en Declaraciones Ambientales de Producto (EPD); y en certificaciones de prestigio como ISO 27001 (seguridad de la información) e ISO 14067 (huella de carbono). Asimismo, el respaldo del sector financiero se hace patente con la inclusión constante de Solis como fabricante de inversores Tier 1 por BloombergNEF, lo que subraya su solidez financiera y bancabilidad corporativa. En conjunto, estos logros destacan la dedicación de Solis hacia la satisfacción del cliente, la sostenibilidad y el desarrollo de energía solar de clase mundial.

Hoy en día, las soluciones de Solis están diseñadas para hacer que la energía solar sea sencilla y efectiva; desde pequeños sistemas para balcones hasta proyectos de gran escala en el segmento utility. La más reciente sexta generación de inversores híbridos permite sistemas avanzados de almacenamiento de energía a nivel comercial e industrial (C&I), integrando múltiples funciones dinámicas y potenciadas por SolisAI dentro de SolisCloud.

Con más de 5000 colaboradores en todo el mundo, Solis lleva su tecnología a comunidades globales a través de equipos locales de expertos que contribuyen a un centro de I+D dedicado exclusivamente a mejorar y desarrollar tecnologías que respondan a las necesidades de los clientes en todos los mercados.

Al conmemorar sus 20 años, Solis continúa mirando hacia adelante con la visión de hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y sostenible para todos. El camino para lograrlo sigue siendo claro: desarrollar tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.

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Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, reunió en Buenos Aires a expertos del sector energético y líderes técnicos para debatir los desafíos más urgentes de la transición energética en Argentina y presentar soluciones concretas para acelerar su implementación.

El encuentro giró en torno a la temática “Maximizando el Valor del Viento”, destacando cómo la innovación tecnológica y la colaboración entre los agentes del sector permiten aumentar la eficiencia, certidumbre del caso de negocio y rentabilidad de los parques eólicos, especialmente en contextos de alta variabilidad.

Argentina avanza hacia su meta de alcanzar un 20% de cobertura renovable en su matriz energética para diciembre de 2025, habiendo superado el 17% en 2024. Con factores de capacidad eólica que duplican los de otros mercados, el país se posiciona como un líder regional en generación renovable.

“La convergencia entre tecnología, colaboración en el sector y políticas públicas estables es clave para acelerar la competitividad del sector y fortalecer la seguridad energética. La energía eólica puede redefinir el futuro energético del país si se superan las barreras estructurales con soluciones resilientes”, afirmó Andre Bortolazzi, Head de Soluciones Tecnológicas de Vestas LATAM.

Durante el TechDay, se destacaron temas clave para el desarrollo del sector renovable. Uno de ellos fue el rol de tecnologías avanzadas, como el Power Plant Controller (PPC) de Vestas, que puede actuar como master controller e integrar distintas fuentes renovables, como la solar y la eólica, sin diferenciación del recurso. Estos sistemas permiten un control eficiente de los principales parámetros eléctricos, como voltaje, frecuencia y potencia, asegurando la estabilidad de la red y eficiencia de la operación.

También se subrayó la importancia de realizar evaluaciones energéticas robustas y transparentes, condición esencial para atraer inversiones y garantizar la viabilidad financiera de los proyectos. Por último, se discutió la necesidad de modernizar la infraestructura de transmisión, elemento crítico para habilitar la incorporación de nuevos parques eólicos y acompañar el crecimiento del sector.

“Más allá de la operación técnica convencional, la tecnología está redefiniendo el desarrollo del sector eólico en múltiples dimensiones. Desde el diseño inteligente de parques que optimiza el uso del recurso, hasta tecnologías de aprendizaje adaptativo que maximizan la producción energética en la operación de turbinas eólicas, lo que incrementa la competitividad del sector, reforzando su sostenibilidad.”, complementó Bortolazzi.

La agenda incluyó un panel especial sobre la creciente tendencia de hibridación de tecnologías renovables, una solución estratégica para enfrentar los desafíos de variabilidad, curtailment y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. “La hibridación no solo mejora la eficiencia técnica y económica de los proyectos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema eléctrico y contribuye a una transición energética más robusta, sostenible y alineada con los objetivos climáticos del país”, dijo Carlos María Ríos, responsable de conexiones eléctricas de Vestas para Latinoamérica Sur.

Este enfoque permite que distintas fuentes de generación compartan infraestructura, operen de forma coordinada y se complementen en sus curvas de producción. Por ejemplo, mientras la generación solar alcanza su pico durante el día, la eólica puede mantener niveles altos durante la noche o en estaciones con menor radiación solar. Esta complementariedad mejora el factor de capacidad del punto de conexión a la red y permite una mayor firmeza en el suministro eléctrico, incluso con la posibilidad de hacerlo sin incrementar la potencia nominal instalada. Además, los proyectos híbridos reducen la necesidad de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, lo que implica menores costos de inversión, menor impacto ambiental y mayor agilidad en la puesta en marcha. En contextos como el argentino, donde la infraestructura de evacuación está saturada en varios nodos, la hibridación representa una vía eficiente para optimizar el uso de la red existente. 

En este marco, PCR, empresa argentina con amplia trayectoria en el desarrollo de proyectos eólicos e infraestructura, recientemente ha seleccionado a Vestas como socio tecnológico para la gestión integrada de una planta híbrida de última generación en San Luis Norte. La elección se basó en la capacidad de Vestas para ofrecer una solución técnica avanzada que permite integrar y gestionar de forma centralizada y eficiente fuentes eólica y solar. Según Ríos, “Lo innovador de esta iniciativa no radica únicamente en la coexistencia de dos fuentes renovables, sino en la forma en que ambas serán gestionadas de manera centralizada y eficiente mediante un sistema de alta tecnología ofrecido por Vestas”, 

La iniciativa del Vestas TechDay 2025 se alinea con el compromiso de Vestas de mantener un rol activo como orquestador del ecosistema energético argentino, articulando tecnología, conocimiento técnico, colaboración multisectorial y visión estratégica para acelerar una transición energética sostenible y la evolución continua del sector eólico. Su presencia en el país no solo impulsa el desarrollo de proyectos, sino que también fortalece capacidades locales, fomenta la innovación y promueve un modelo energético más resiliente y competitivo.

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Chile atraviesa un punto crítico en su transición energética. A pesar de haber alcanzado una matriz eléctrica con un 68% de generación renovable, el país mantiene una fuerte dependencia de los combustibles fósiles en su consumo total de energía, según información compartida por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).

“La electrificación no avanza ni ocurre al ritmo que debería en Chile para disminuir la dependencia de fósiles”, planteó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante #NosVemosenFES, el ciclo de streamings virtuales que organiza Future Energy Summit (FES) y que busca conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.

El rezago se evidencia con fuerza en el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica. En 2024, el consumo aumentó solo un 1,8%, y para 2025 se prevé un crecimiento nulo.. La consecuencia directa de este estancamiento es que el 64% del consumo energético total del país sigue basado en combustibles fósiles, a pesar de tener disponible una matriz limpia.

Rojas identificó varios factores que contribuyen a esta situación. Uno de ellos es la falta de foco en los sectores productivos con mayor consumo energético, donde se debería priorizar la electrificación. En ese sentido, destacó el caso de la minería, donde las decisiones aún se definen por criterios de costos y seguridad de suministro, lo que ha limitado su avance en materia de electrificación.

“También hay grados de electrificación residencial que ocurren en algunos nichos de mercado. Y a futuro debemos ser capaces de doblar el chair de electricidad actual y aspirar a un 45-50% en los próximos 20 años”, afirmó Rojas, apuntando a un salto estructural que permita acelerar la transición energética.

Además del impacto ambiental, la directora ejecutiva de ACERA enfatizó que la electrificación representa una oportunidad para el desarrollo industrial de Chile, donde todas las tecnologías convivan y se pueda implementar en base a renovables, almacenamiento y gas. 

Sin embargo, advirtió que el país ha desviado su atención de este objetivo estratégico, atrapado en discusiones de corto plazo o en aquellas que ya llevan tiempo de debate sin definición clara. 

“Las políticas que apuntarían a ese largo plazo no las estamos pudiendo desarrollar porque nos hemos dedicado a muchos temas que desviaron el foco, como por ejemplo 4 años de congelamiento de tarifas, la discusión de los subsidios eléctricos hace más de un año, retrasos en procesos de líneas de transmisión y distribución, entre otros”, subrayó.

Falta de institucionalidad y planificación a largo plazo

Uno de los vacíos estructurales que más preocupa a ACERA es la ausencia de una política nacional de electrificación. Según Rojas, no existe un organismo con atribuciones específicas para liderar esta transición, lo que deja al país sin una brújula para avanzar de forma ordenada y sostenida. 

Este vacío institucional permite que la coyuntura invada constantemente la planificación energética, restando continuidad a cualquier estrategia de largo plazo. Para la ejecutiva, este problema estructural compromete la viabilidad de alcanzar los objetivos climáticos y de desarrollo industrial del país.

“El corto plazo y la coyuntura terminan por invadir la planificación de la estrategia de largo plazo”, concluyó Rojas, con un llamado claro a retomar el rumbo de la transición con una visión técnica, institucional y estratégica.

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Lucas Méndez Tronge, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, ofreció una visión detallada y crítica sobre los nuevos lineamientos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante un desayuno exclusivo organizado por Future Energy Summit (FES), remarcando que si bien representan una oportunidad para el desarrollo renovable, su éxito dependerá de la existencia de reglas claras, financiamiento internacional y actores bancables dentro del sistema.

«Somos optimistas, pero hay elementos críticos que deben resolverse para que la inversión ocurra realmente», planteó Méndez Tronge ante un auditorio integrado por referentes del sector.

Uno de los ejes centrales de su exposición fue la contractualización del mercado. Si bien valoró el camino que se está transitando, dejó claro que la falta de seguridad en la demanda limita la toma de decisiones, ya que el nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales, pero bajo la mirada del especialista resulta «fundamental que sean sujeto de crédito».

Desde su perspectiva, los nuevos lineamientos del MEM podrían funcionar como un disparador de inversiones, pero sólo si se acompaña de un entorno que garantice estabilidad jurídica, marcos normativos coherentes y condiciones reales de bancabilidad. 

«El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

En ese marco, subrayó que uno de los principales cuellos de botella del sistema sigue siendo la infraestructura de transmisión, tanto troncal como de ampliación privada: «Si no logramos el tema de las obras de transmisión, no solo las que podemos hacer los privados desde propios proyectos, sino las líneas troncales que tiene que hacer el país, tendremos un problema de crecimiento”. 

En referencia a la planificación estatal, Méndez Tronge enfatizó que aún no hay certeza sobre el final del proceso de contractualización. “El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

Y cabe recordar que PCR avanza en la construcción del parque eólico Olavarría (180 MW), proyecto que también contempla la repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

Además, fue adjudicataria de 210 MW de prioridad de despacho en la reciente licitación MATER Q1/Q2 2025, con el Parque Solar La Aconquija, de 230 MW, ubicado en Catamarca. Desarrollo vinculado a una obra de ampliación de capacitores serie en Monte Quemado, Santiago del Estero

Esas intervenciones les permite ganar capacidad de evacuación, lo que podría habilitar más proyectos futuros. Sin embargo, el financiamiento internacional exigido por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el PE Olavarría fue una condición compleja de cumplir.

«Teníamos que saber que el financiamiento tenía que venir de afuera», explicó el directivo. Además, destacó que la certeza sobre la adquisición de energía fue clave: «Tener un socio industrial que va a comprar el 50% de la generación te da una certeza enorme».

En cuanto a la competencia entre tecnologías, el ejecutivo fue contundente: «Estamos totalmente dispuestos a la libre competencia con las otras tecnologías, nos parece totalmente razonable», aunque subrayó que esa competencia debe darse en condiciones de equidad.

Finalmente, advirtió que la expansión de la generación renovable ya no depende sólo de la oferta, sino que requiere analizar con realismo la evolución de la demanda. «Los grandes usuarios ya tienen su compromiso, sus metas en gran parte cumplidas», afirmó, y anticipó que serán otros sectores, como la minería o los data centers, los que podrían motorizar nuevos proyectos.

«Hay un montón de proyectos que se analizaron y cuando llegaron al capítulo energía, no lo pudieron hacer», concluyó Méndez Tronge, dejando en claro que sin resolver los cuellos estructurales del mercado, las oportunidades que plantean los nuevos lineamientos del MEM corren el riesgo de diluirse.

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La Secretaría de Energía de Argentina definió los proyectos ganadores de la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina, donde se detalla que finalmente se adjudicaron 10 proyectos por 667 MW de potencia, repartidos entre las empresas Aluar, Central Puerto, Coral Energía, Genneia, MSU Green Energy, Rowing e YPF Luz.

¿Por qué más capacidad de la prevista? Si bien la licitación contemplaba 500 MW en baterías, el gobierno sumó algunas ofertas al listado ya que las mismas poseían precio menor al 90% del precio máximo. 

Es decir que primeramente se adjudicaron 517 MW de manera directa, proveniente de los 7 proyectos que este portal de noticias adelantó días atrás (ver nota) y a un precio promedio ponderado de 11337 USD/MWmes (75,6% sobre el de Referencia).

A eso se debe añadir que el gobierno determinó la contratación de potencia adicional de otros 3 sistemas de almacenamiento que suman 150 MW, a un promedio de 12591 USD/MWmes (83,9% sobre el de Referencia).

De la totalidad de los ganadores, la mayor parte se instalará en las redes de Edenor, habiendo 7 proyectos por un total de 500 MW, mientras que para el ámbito de Edesur se asignaron 3 centrales por 167 MW de capacidad. 

Por otro lado, la Secretaría de Energía de Argentina también invita a 5 sistemas de baterías mejores sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones) y puedan adjudicarse otros 222 MW de potencia. 

Esto se debe a que no contarían con limitaciones en el sistema de transporte, pero su precio actual está por encima del valor asignable en esta oportunidad: promedio de 14729 usd/MWmes (98,2% sobre el de Referencia). 

“Dichos Oferentes deberán manifestar su voluntad de acceder a la celebración del Contratos de generación de almacenamiento con distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en los términos y condiciones establecidos en el presente artículo en forma expresa y por escrito a CAMMESA, en el término de 5 días hábiles contados desde la notificación de la presente”, detalla la resolución. 

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Jinko Solar presentó oficialmente su nueva solución fotovoltaica Tiger Neo 3.0, en un evento online titulado «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0», organizado junto Energía Estratégica. 

Durante el encuentro, Jeniffer Escobar, Technical Service Manager para Latinoamérica, y Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM, ofrecieron detalles técnicos y comerciales del módulo, que se posiciona como una de las soluciones más avanzadas de la compañía que ya 330 GW suministrados a nivel mundial entre todos sus productos.

El Tiger Neo 3.0 se basa en la tercera generación de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia de módulo de hasta 24,8% y una potencia máxima de 670 W, con un rendimiento bifacial del 85%. “La optimización en la arquitectura TOPCon, los materiales de calidad y el diseño están orientados a maximizar la generación, incluso bajo condiciones más exigentes”, explicó Escobar.

Cuatro innovaciones estructurales respaldan estas cifras. En primer lugar, la mejora de pasivación de celdas bajo el concepto HCP permite manejar corrientes más altas sin elevar pérdidas. En segundo lugar, la estructura MAX incrementa la bifacialidad mediante una capa trasera más transparente y un mejor contacto, elevando el aprovechamiento de la irradiación solar. 

A su vez, el diseño SMMB incorpora más barras colectoras finas, lo que reduce la distancia de conducción entre electrones y disminuye las pérdidas eléctricas. Por último, el esquema FP optimiza el comportamiento del módulo frente a sombras parciales, reduciendo el riesgo de puntos calientes.

Una de las principales ventajas del Tiger Neo 3.0 está en su rendimiento sostenido a lo largo del tiempo. “Presenta una degradación anual inferior al 0,35%, por debajo del estándar del 0,4% del mercado”, destacó Escobar, lo cual garantiza más producción durante sus 30 años de vida útil. 

La nueva línea se adapta a distintos segmentos del mercado. El modelo de 66 celdas está destinado a proyectos utility scale, mientras que las versiones de 48 y 51 celdas están diseñadas para uso residencial. “También contamos con una versión bifacial de doble vidrio”, agregó Escobar, lo cual refuerza la adaptabilidad del producto a diversas configuraciones y necesidades del mercado fotovoltaico.

Desde el punto de vista productivo, la compañía trabaja con una estrategia de diversificación industrial para mitigar riesgos globales. Actualmente, el 99% de los módulos de Jinko Solar se producen en China, pero la empresa amplía su capacidad instalada para responder regionalmente en caso de restricciones logísticas, regulatorias o geopolíticas. “Estamos buscando la diversificación a nivel compañía y tenemos fábricas que responden a ciertos mercados ante posibles restricciones”, explica Covarrubias. El ejecutivo asegura que Jinko Solar cuenta con flexibilidad productiva: “Adaptamos nuestra capacidad y estamos constantemente en la optimización de las fábricas, lo que nos permite reaccionar rápidamente”.

Tecnología del futuro: Jinko avanza hacia las celdas Tándem

La evolución tecnológica de la compañía también contempla desarrollos más allá de TOPCon, tecnología con la que continuarán en el mediano plazo ya que consideran que aún queda espacio para optimizar aún más su eficiencia de la tecnología TOPCon.

“Sin embargo, en paralelo trabajamos en celdas Tándem a nivel de laboratorio y quedan desafíos técnicos por resolver. Es decir que el paso siguiente son las celdas Tándem, pero seguramente de aquí a 4 o 5 años deberíamos lanzar algo comercialmente viable de celdas Tándem” anticipó Covarrubias durante el webinar.

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Perú avanza hacia una expansión significativa de su generación fotovoltaica, en línea con la reciente Ley N.° 32249.. Con una capacidad solar nominal en operación de 730 MW, el país proyecta alcanzar los 3 GW acumulados para 2028. Este crecimiento responde a una combinación de factores: un recurso solar de clase mundial, nuevos incentivos regulatorios y la necesidad urgente de descarbonizar una matriz energética aún dominada por combustibles fósiles.

Según el reporte de Solar Power Europe, solo en 2024 se sumaron 195,48 MW al parque solar nacional, con plantas como Clemesí (114,93 MW) en Moquegua, Matarani (80 MW) en Mollendo, y Carhuaquero (0,55 MW) en Cajamarca. Además, San Martín (252,4 MW), desarrollado por Zelestra y puesto en marcha en julio de 2025, se posiciona como la mayor planta solar del país hasta el momento. Para finales de este año se espera que entren en operación proyectos clave como Sunny (204 MW), Illa (385 MW), Solimana (250 MW) y Sol de Verano I (45,34 MW), todos en Arequipa.

El desarrollo solar se concentra en el sur del país, donde los departamentos de Moquegua, Arequipa, Ica y Tacna presentan irradiaciones superiores a 6,0 kWh/m²/día y hasta 3.500 horas de sol al año, ubicando a Perú entre los países con mayor potencial fotovoltaico del continente. “Estas condiciones posicionan al país como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la inversión en proyectos de energía solar”, subraya el informe de Solar Power Europe.

Este salto ocurre en paralelo a un proceso de reforma legal crítica. La reciente aprobación de la Ley N.° 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones eléctricas con contratación por bloques horarios, plazos de hasta 15 años y prioridad para fuentes renovables en zonas aisladas. Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit lanzaron un reporte exclusivo y gratuito sobre el mercado renovable peruano que ofrece análisis especializado y exclusivo, datos confiables, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores. (Descarga gratuita aquí).

 “Esta ley podría impulsar un nuevo ciclo de inversión solar en Perú”, destaca el análisis, que también anticipa la creación formal del mercado de servicios auxiliares para finales de 2025.

A estos avances se suma la publicación del Reglamento de Generación Distribuida, que permitirá a los usuarios generar su propia energía renovable y compensar excedentes. El reglamento propone conexiones simplificadas, exenciones ambientales y condiciones comerciales estandarizadas tanto para usuarios regulados como libres. Este marco normativo apunta directamente a acelerar el crecimiento del segmento C&I, donde sectores como el cemento, minería, agroindustria y logística lideran el autoconsumo solar. El informe destaca que el sector cementero ya suma 31.070 kW de capacidad instalada, seguido por la minería con 12.410 kW.

No obstante, el país aún enfrenta desafíos estructurales. A pesar del empuje regulatorio, persisten cuellos de botella en la tramitación de permisos, incertidumbre regulatoria e infraestructura de transmisión insuficiente, especialmente en zonas de alto potencial solar. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), aunque robusto en áreas urbanas, deja fuera a comunidades rurales en la Amazonía y los Andes. La cobertura nacional alcanza el 96,4 %, pero apenas 86 % en zonas rurales, lo que refuerza la necesidad de avanzar en proyectos solares autónomos o híbridos para electrificación rural.

Con este objetivo, el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2024-2033 prioriza el acceso universal con soluciones fotovoltaicas. “La energía solar fotovoltaica es una herramienta crucial para la electrificación de comunidades remotas e indígenas”, plantea el reporte, reforzando que la transición energética debe ser también una vía de inclusión social.

En cuanto a inversión, Perú ha comenzado a consolidar un ecosistema atractivo. La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) estima que existen más de 16 GW en proyectos solares en distintas etapas de desarrollo, de los cuales 2.127,3 MW ya cuentan con concesiones definitivas, según datos de OSINERGMIN. “Actualmente hay 1.755,5 MW eólicos y solare ya en operación en el SEIN, y el escenario realista proyecta 4.503,1 MW instalados para 2030”, indica OSINERGMIN.

Uno de los principales pendientes regulatorios es la planificación de la transmisión, que se propone modernizar mediante criterios territoriales, análisis de sensibilidad de demanda y herramientas geoespaciales, con foco en regiones con alta irradiación. A esto se suma la necesidad de una regulación específica para el almacenamiento de energía, que permita tratar a los sistemas BESS como entidades propias dentro del sistema, con esquemas de remuneración claros y sin doble penalización.

Finalmente, Solar Power Europe recomienda revisar el esquema de pago por capacidad del SEIN, actualmente diseñado para unidades térmicas, para incorporar metodologías que reconozcan la contribución horaria de las tecnologías solares a la confiabilidad del sistema.

Con un pipeline robusto, irradiación de primer nivel y una regulación en proceso de modernización, Perú tiene las condiciones para triplicar su capacidad instalada y consolidarse como uno de los polos solares más prometedores de la región andina. El desafío será traducir el potencial en realidad operativa, acelerando los procesos, alineando incentivos e integrando tecnología con inclusión.

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Guatemala experimenta una reducción significativa en el precio spot de la electricidad durante 2025, con una baja superior al 40% en comparación con 2024. Esta tendencia, sustentada por un mayor aprovechamiento de las fuentes renovables, modificó de forma sustancial el panorama del mercado mayorista eléctrico.

“El 2025 tiene condiciones más favorables para las fuentes renovables, especialmente las hidroeléctricas”, manifestó el consultor financiero Leonardo David, especializado en energía solar, almacenamiento y tarifas eléctricas.

Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el precio spot promedio descendió de US$214.17/MWh en mayo 2024 a US$124.07/MWh en mayo 2025. En ese mismo período, la generación hidroeléctrica aumentó en 46.6 GWh, mientras que el aporte combinado de las plantas solares y eólicas creció en 24.85 GWh. En contraste, la generación térmica a base de búnker y diésel se redujo en 85.1 GWh, disminución que tuvo un impacto directo en la caída de los precios.

“La reducción del uso de diésel y búnker, que suelen elevar los precios spot, es clave: en algunos meses su uso cayó más de 80% respecto a 2024”, explicó David. Este fenómeno no solo alivianó los costos inmediatos del sistema, sino que evidenció un giro estructural hacia una matriz más limpia.

Aunque la hidroelectricidad continúa siendo la tecnología dominante, 2025 mostró un impulso notable de la energía solar y eólica en Guatemala. Según David, este crecimiento respondió a factores diferenciados.

“En el caso de la energía eólica, 2025 ha tenido condiciones de viento mucho más favorables que el año anterior”, precisó el consultor, aunque aclaró que no se registraron ingresos de nuevos parques eólicos de gran escala.

Por su parte, la generación solar creció a partir del ingreso de nuevos proyectos. Entre ellos destacaron varias plantas de generación distribuida renovable (GDR) con capacidades cercanas a los 5 MW cada una, además del proyecto solar Magdalena, de 66 MW, ubicado en Escuintla. Este desarrollo diversificó la matriz y abrió nuevas dinámicas para el mercado, aunque también introdujo desafíos financieros.

“La reducción de precios spot genera incertidumbre para los proyectos solares bajo el esquema GDR, ya que influye directamente en su ingreso mensual”, advirtió David.

En este contexto, el especialista recomendó cautela al estructurar los modelos financieros. “Es importante hacer proyecciones realistas y evitar financiamientos muy ajustados, para que estos proyectos tengan flexibilidad frente a variaciones del precio spot”, indicó.

Desde una perspectiva regional, Guatemala conservó una posición sólida gracias a su marco regulatorio y experiencia en el mercado eléctrico. “Guatemala tiene uno de los mercados eléctricos más desarrollados de la región, lo cual brinda seguridad jurídica”, sostuvo David.

No obstante, el analista destacó que el país enfrenta el reto de completar con éxito las licitaciones PEG-5 y PET-3, claves para garantizar suministro a usuarios residenciales y pequeños comercios.

“Los grandes consumidores pueden construir o contratar su propia generación, pero los usuarios residenciales dependen de las contrataciones de las empresas distribuidoras”, señaló.

Además, el crecimiento de la demanda eléctrica sigue en alza, acelerado por la llegada de centros de datos para inteligencia artificial, lo que tensiona la necesidad de planificación y resiliencia.

“La reducción de precios spot puede generar una sensación de falsa seguridad. Pero hay que recordar que esto viene en gran parte por factores climáticos incontrolables”, subrayó David.

En 2024, la sequía redujo drásticamente la disponibilidad hidroeléctrica, lo que elevó los precios. Un escenario similar podría repetirse si no se gestiona adecuadamente la expansión del sistema.

“Tratar de predecir el precio spot es complicado, ya que depende de muchos factores, incluyendo el clima”, afirmó.

Si las condiciones actuales persisten, es probable que los precios se mantengan estables a corto plazo. Sin embargo, David identificó al menos tres riesgos concretos que podrían provocar un rebote en los precios: un crecimiento de la demanda mayor al esperado, retrasos en las licitaciones PEG-5 y PET-3, y el regreso de condiciones de sequía.

“Guatemala debe estar preparada para distintos escenarios y no depender exclusivamente de la buena suerte climática”, concluyó.

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Con una demanda máxima que recientemente alcanzó los 3.923 MW y una capacidad instalada renovable de 1.554 MW, República Dominicana vive un crecimiento acelerado en generación limpia. No obstante, el avance renovable también expone tensiones en la red, donde la falta de flexibilidad provoca un alto nivel de vertimiento. Según Marvin Fernández, consultor en energía y medioambiente y CEO de GreenBox, el almacenamiento energético es la herramienta crítica para resolver esta problemática sin frenar la transición.

“El almacenamiento energético juega un papel fundamental en el SENI, eliminando el vertimiento de energía y dando mayor estabilidad a la red”, asegura Fernández, quien presidió la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) entre 2022 y 2024.

Solo durante el mes de junio se vertieron 18.549,41 MWh de energía renovable, lo que representa un 11,7% de la generación. Estas pérdidas no solo afectan a los generadores, sino también a las empresas distribuidoras, al deteriorar su flujo de caja. “Es precisamente en el horario nocturno donde el costo de energía en el mercado spot se incrementa en sus valores máximos, y los proyectos con almacenamiento vienen a reducir el mismo a través del arbitraje de energía”, explica.

A esto se suman los beneficios técnicos del almacenamiento, que permitirá brindar servicios complementarios a la red como regulación de frecuencia, tensión, arranque en negro, e incluso tecnologías más avanzadas como el grid forming. Para Fernández, estos atributos serán claves en la transformación operativa del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Proyecciones del mix y planificación del sistema

De cara a los próximos cinco años, el mix energético dominicano estará liderado por el gas natural, con una participación proyectada del 51%, consolidándose como el combustible de la transición. Le seguirán el carbón mineral (26%) y el Fuel Oil #2 (1%), mientras que las renovables no convencionales mantendrán su expansión: energía solar (12%), eólica (5,3%) y biomasa (0,8%). La hidroeléctrica, aunque convencional, se mantendrá en un 4,7% del total.

Este nuevo panorama estará acompañado por más de 2.000 MW de nueva capacidad térmica, mientras que 12 proyectos actualmente en construcción ya contemplan sistemas BESS. “Se prevé que para 2027 entren de los primeros parques fotovoltaicos con almacenamiento”, anticipa Fernández. Esto permitirá reducir los costos en las horas punta del Mercado Eléctrico Mayorista, con impacto positivo directo en las empresas distribuidoras.

A su vez, la reciente licitación de 600 MW renovables representa una oportunidad para introducir ajustes que favorezcan proyectos con mayor grado de avance. “Entendemos que esta licitación es un buen punto de partida, y que debe ampliar su alcance para que también puedan entrar aquellos proyectos eólicos y solares que cuenten con concesión definitiva al momento de entregar su oferta técnico-económica”, señala.

De fondo, persiste una necesidad estructural: garantizar inversiones estratégicas y coordinadas en generación, transmisión y distribución. “El crecimiento marcado de la demanda indica que se deben seguir haciendo las inversiones estratégicas en los sectores generación, transmisión y distribución, para poder abastecer la demanda en horas pico, garantizando estabilidad en la operación de la red, reduciendo costos y emisiones de gases de efecto invernadero”, advierte Fernández.

En esa línea, también subraya que la clave es contar con generación flexible para permitir una mayor integración de renovables sin comprometer la estabilidad del sistema. “Es vital poder contar con generación flexible que pueda mantener ese balance entre la oferta y la demanda, para permitir una mayor integración de fuentes renovables, sin afectar la estabilidad de la red, que es al final lo que el país busca”, concluye.

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Colombia alcanzó en agosto de 2025 un hito histórico en el desarrollo de energías limpias: 2376 megavatios en proyectos de mediana y gran escala en operación y otros 995 MW en autogeneración y generación distribuida. En total, ya funcionan 20.122 proyectos que consolidan el rol de las renovables en la matriz eléctrica.

El informe de SER Colombia detalla que la industria ha movilizado USD 2.500 millones en inversión privada, aportado 10 billones de pesos al mercado eléctrico y generado más de 22.000 empleos directos durante la fase de construcción, llevando nuevas oportunidades a regiones apartadas del país.

El gremio enfatiza: “Las renovables no son solo un sector. Son una causa nacional. Son empleo, inversión, desarrollo territorial, justicia social, competitividad, futuro”.

Sin embargo, los avances conviven con importantes cuellos de botella. El propio informe reconoce que “los tiempos de puesta en marcha de los proyectos son excesivamente largos”. La entrada en operación puede tardar entre 2 y 5 años sin licencia ambiental, y entre 3 y 7 años con licencia ambiental, a lo que se suman 247 trámites represados en distintas entidades, con demoras que alcanzan los 2000 días.

Otro de los retos señalados está en el plano financiero. De los proyectos en etapa de desarrollo, solo el 20% (1631 MW) está en condición Ready to Build, mientras que el 87% no ha alcanzado cierre financiero.

La falta de contratos de largo plazo limita la viabilidad de las iniciativas, agravada por un esquema de subastas que, bajo la normativa vigente, desincentiva la participación de las fuentes no convencionales.

El gremio también advierte sobre el riesgo de un déficit estructural en 2027, dado que el consumo eléctrico nacional crece al doble de la capacidad instalada.

“Si no actuamos ya, las cifras oficiales proyectan un déficit de energía eléctrica en 2027 y los tiempos de entrada de los proyectos siguen siendo excesivamente largos”, resalta el documento.

Para enfrentar estos desafíos, SER Colombia trabaja con el Gobierno en un plan de choque con ocho medidas regulatorias urgentes, entre ellas la simplificación de licencias ambientales, la liberación exprés de capacidad de conexión y la habilitación de subastas de contratos de largo plazo.

De estas iniciativas, cinco ya muestran avances regulatorios que podrían facilitar la entrada de nuevos proyectos en los próximos meses.

A pesar de los retos, el balance es positivo. El sector no solo aporta capacidad instalada y seguridad energética, sino que también impulsa la diversificación económica, la justicia social y la resiliencia del sistema eléctrico frente al cambio climático.

Como concluye el informe: “El potencial existe, pero se requiere seguir sumando esfuerzos para que los proyectos puedan desarrollarse oportunamente y de forma sostenible”.

El dinamismo se refleja también en los proyectos en curso. Para finales de 2025 se prevé la entrada en operación de 12 nuevas iniciativas que sumarán 419 MW y entre 2026 y 2027 se sumarán 493 MW adicionales. Además, el pipeline a largo plazo es robusto: 132 proyectos con 7.900 MW en desarrollo hasta 2029.

Con cifras récord de inversión, empleo y capacidad instalada, y con un portafolio en expansión que apunta a casi 8 GW hacia 2029, las energías renovables se consolidan como una de las mayores apuestas de desarrollo para Colombia.

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Veinte legisladores de la Cámara de Diputados presentaron un proyecto de ley para prorrogar la estabilidad fiscal prevista en la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. La propuesta extiende hasta 2045 el marco vigente, una señal que desde la CEA se valora como un paso fundamental para garantizar la continuidad y el crecimiento del sector.

La iniciativa contempla que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estén alcanzados por tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país, asegurando que las reglas de juego permanezcan claras y estables en el tiempo.

Para la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), lo central de esta prórroga es que ofrece estabilidad fiscal y jurídica de largo plazo. Esto permite proteger las inversiones ya realizadas y dar viabilidad a nuevos proyectos de gran escala, en un contexto en el que el crecimiento económico del país indefectiblemente demandará mayor generación eléctrica.

“La industria renovable no necesita subsidios ni beneficios fiscales adicionales. Lo que requiere es previsibilidad, un marco jurídico confiable y reglas claras para seguir invirtiendo con financiamiento de largo plazo. La estabilidad es, en sí misma, la mejor política de fomento”, destacó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

El sector de las energías renovables es intensivo en capital y demanda horizontes de planificación de entre 15 y 20 años. Por eso, la continuidad de la Ley 27.191 constituye un instrumento clave para atraer capital nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y contribuir a una matriz energética más diversificada y competitiva.

La CEA considera que esta prórroga refuerza la confianza de los inversores y brinda señales concretas para que Argentina pueda seguir ampliando su capacidad renovable, generando empleo y desarrollando la cadena de valor local.

El país cuenta con un potencial extraordinario en energía eólica, solar y otras fuentes renovables. En la última década, estos recursos han permitido diversificar la matriz eléctrica, generar miles de empleos y atraer inversiones millonarias en infraestructura.

“La prórroga de la Ley 27.191 representa una oportunidad para profundizar este camino, garantizando que las energías renovables continúen siendo un motor de desarrollo económico, social y ambiental para la Argentina”, concluyó Ruiz Moreno.

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Costa Rica, reconocida por liderar la transición energética en América Latina, enfrentó en 2024 una serie de tensiones estructurales que pusieron a prueba su matriz renovable. La combinación de variabilidad climática, mantenimiento de plantas críticas y la falta de mecanismos de regulación rápida generó una mayor dependencia del respaldo térmico, con impactos en costos y metas de descarbonización.

Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), explicó que el año cerró con una generación térmica equivalente al 12% del total, un nivel inusualmente alto para la matriz costarricense. “Estas cifras se debieron a condiciones climáticas que redujeron las lluvias y a la falta de flexibilidad operativa para responder con fuentes renovables”, indicó Bermúdez.

La situación llevó a que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) emitiera alertas sobre la necesidad de gestionar los riesgos operativos de cara a 2025. El análisis regulador anticipó presiones sobre los costos y posibles restricciones si se mantiene el patrón hidrológico y no se refuerzan las capacidades regulables del sistema.

Una parte crítica de esa presión provino de mantenimientos programados en grandes plantas hidroeléctricas y geotérmicas. Bermúdez detalló que “el Plan de Expansión de la Generación 2024 del ICE reportó intervenciones prolongadas que sacaron capacidad firme del sistema”, incluyendo centrales como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1–2. La combinación de estas salidas simultáneas acentuó la dependencia del respaldo térmico.

Falencias estructurales del mercado y recomendaciones urgentes

A estos factores técnicos se sumaron obstáculos estructurales del mercado. Costa Rica no opera un mercado spot ni permite clientes libres, lo que limita la competencia y la flexibilidad en la gestión de la demanda. “Las compras de energía están concentradas en el ICE, bajo regulación directa de ARESEP”, señaló Bermúdez.

Además, el país no cuenta aún con la capacidad suficiente para absorber la creciente participación de renovables variables, como la solar y la eólica. “El propio Plan de Expansión recomendó aumentar la capacidad de regulación —como baterías y proyectos regulables— y ajustar la operación del sistema”, remarcó el funcionario.

ARESEP, por su parte, aprobó recientemente procedimientos técnicos en el marco del POASEN, pero los actores del sector advierten que aún existen rezagos normativos y operativos para responder con agilidad a las condiciones del sistema. La falta de una señal de precio dinámica y de herramientas de mercado robustas también dificulta el despliegue de soluciones rápidas.

“Costa Rica construyó una matriz ejemplar, pero los últimos años demostraron que mantener el liderazgo requiere ajustes estructurales, capacidades operativas y planificación más flexible”, concluyó Bermúdez.

La entrada Bermúdez advirtió sobre riesgos operativos si no se ajusta la integración renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

Ampace, empresa innovadora mundialmente reconocida en nuevas tecnologías energéticas, se dedica a ofrecer soluciones de energía verde que combinan un alto rendimiento con una experiencia de usuario excepcional. Aprovechando su liderazgo mundial en almacenamiento avanzado de energía y tecnologías de simulación patentadas que mejoran la resiliencia ante los desafíos sísmicos, Ampace ofrece soluciones de energía limpia a medida y confiables, adaptadas a los diversos y exigentes entornos de Sudamérica. Hasta la fecha, la compañía ha abordado con éxito diversos desafíos energéticos en varios continentes, ejecutando proyectos emblemáticos en China, Japón, Estados Unidos, Alemania, Italia, Francia, etc.

Ampace ha llevado un trabajo pionero en la región andina de Chile, donde el proyecto proporciona electricidad estable y confiable a más de 200.000 habitantes, ofreciendo un modelo replicable para la implementación de energía limpia en todo el continente.

Como empresa innovadora global en tecnologías de baterías de iones de litio, Ampace presta servicio a más de 50 millones de usuarios en 30 países. Conocida por ofrecer soluciones de almacenamiento de energía ultra confiables y rentables, Ampace se especializa en afrontar condiciones extremas, desde sitios remotos sin conexión a la red eléctrica hasta complejas demandas energéticas comerciales e industriales.

En 2024, Ampace alcanzó un hito clave con la exitosa implementación de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red eléctrica de Chile en Nuevo Imperial. Ubicado en una zona sísmicamente activa y cada vez más dependiente de las energías renovables, este proyecto marca un punto de inflexión para las soluciones de almacenamiento de energía localizadas y de alta confiabilidad en Sudamérica.

Chile ostenta el récord del terremoto más potente del mundo y experimenta más de 1000 terremotos de magnitud 2,5 o superior al año. Sumado a su compleja geografía, que provoca pérdidas de transmisión a larga distancia y desequilibrios en la red eléctrica regional, estos desafíos ejercen una enorme presión sobre la resiliencia, la confiabilidad y la rentabilidad de la infraestructura eléctrica del país.

Reconociendo la urgente demanda energética y las condiciones únicas, los ingenieros de Ampace han aplicado tecnologías avanzadas y un profundo conocimiento para desarrollar soluciones personalizadas específicamente para Nuevo Imperial.

Diseñado para Resistencia Sísmica

Según el Servicio Geológico de Estados Unidos (2010), el 27 de febrero de 2010, la zona centro-sur de Chile experimentó el sexto terremoto más grande jamás registrado, con una potencia de 8,8 MW. El desastre dañó gravemente el Sistema Interconectado Central (SIC) chileno, que suministra electricidad a más del 93% de la población, provocando apagones generalizados en varias ciudades. En total, 4,5 millones de clientes se quedaron sin electricidad inmediatamente después del terremoto. Este evento puso de relieve el grave impacto que los desastres naturales pueden tener en la funcionalidad del sistema eléctrico, lo que convierte la resistencia sísmica en una prioridad crítica de diseño para los sistemas de almacenamiento de energía.

En respuesta, Ampace diseñó el UniC DG500 con resiliencia sísmica como base. Mediante análisis cuantitativo, el equipo de diseño optimizó cada componente para soportar los temblores típicos de la región. Tras analizar 20 años de datos sísmicos en un radio de 300 kilómetros del sitio de instalación, el equipo desarrolló espectros sísmicos detallados para simular y predecir la confiabilidad mecánica de los gabinetes durante terremotos. El UniC DG500 emplea un diseño de módulo presurizado y una estructura de gabinete con amortiguación de impactos para soportar réplicas continuas.

Para resistir los impactos sísmicos, Ampace implementó un extenso programa de pruebas que incluyó simulaciones de tormentas, venteo de explosiones, simulaciones de condiciones estacionales, pruebas de caída, pruebas de vibración y más de 2000 pruebas funcionales, 200 de confiabilidad y 150 de seguridad. Estos rigurosos ensayos validaron la integridad operativa del sistema en condiciones extremas. Como resultado, Ampace ha ayudado a reducir los cortes de energía debidos a las fluctuaciones de la red en aproximadamente un 80%, otorgando a 200.000 residentes de la región de los Andes acceso a un suministro de electricidad mucho más estable.

Diseñado para una mayor vida útil y una mayor rentabilidad

A pesar de su resiliencia sísmica, Chile también se ve afectado por la demanda de los usuarios comerciales e industriales (C&I), incluyendo problemas como la corta vida útil de las baterías y sus altos costos.

«El almacenamiento en baterías es eficiente, pero a muy corto plazo», afirma Enzo Sauma, profesor de Ingeniería Industrial y de Sistemas de la Pontificia Universidad Católica de Chile. «Si se almacena energía en una batería durante un mes y se desea utilizar al siguiente, no habrá energía porque se disipa».

Por lo tanto, Ampace introdujo las primeras celdas de batería Kunlun de 15.000 ciclos del mundo, superando desafíos como la corta vida útil de las celdas y la autodescarga irregular. Esta innovación mejoró significativamente el rendimiento general del sistema y la experiencia del usuario. Junto con una estación transformadora de alta tensión capaz de almacenar a nivel de red, el UniC DG500 permite la reducción de picos de demanda, el balanceo de carga y la regulación de frecuencia.

Gracias a su larga vida útil, el proyecto de almacenamiento de energía de Ampace reduce la necesidad de reemplazos y mantenimiento frecuentes. Los datos muestran que los operadores de la red han reducido los costos de desconexión durante la demanda máxima en un 30 %, ahorrando aproximadamente USD 1,2 millones anuales, según estimaciones de gastos generales de la red.

Una alianza basada en la confianza y la excelencia

Antes del despliegue, el equipo de Ampace creó simulaciones operativas reales para optimizar la depuración y la integración conjuntas. En colaboración con su socio FASTEN, también construyeron casetas de prueba impermeables y sistemas de drenaje para garantizar las operaciones dentro de los ajustados plazos del proyecto.

El 27 de septiembre de 2024, el sistema de almacenamiento de energía de Nuevo Imperial se conectó con éxito a la red eléctrica, lo que marcó la finalización de la primera subestación de almacenamiento de energía conectada a la red de Ampace. Este proyecto encarna una búsqueda compartida de la excelencia: resolver los desafíos locales de la electricidad y fomentar una alianza profesional y de confianza.

Como dijo Pablo Neruda: «Hoy, precisamente hoy, carga con el peso de todo el pasado y despliega las alas que se convertirán en todo lo que será el mañana». Este hito no solo honra el patrimonio energético de Chile, sino que también sienta las bases para un futuro sostenible y resiliente. Innovación Localizada con Versión Global
Además de Chile, Ampace también ha lanzado una serie de soluciones integrales de ESS en otras regiones sísmicas, como China, California y Japón, abordando desafíos geográficos y ofreciendo tecnologías avanzadas de almacenamiento de energía.

La rápida adopción de energías renovables y tecnologías de almacenamiento de energía en Japón presenta desafíos únicos, desde mitigar los impactos de desastres naturales extremos como terremotos y tifones hasta satisfacer las demandas de los usuarios de menores costos de vida y mayor eficiencia energética. En respuesta, Ampace ha desarrollado soluciones a medida que integran seguridad a nivel de celda, protección a nivel de sistema, ciclo de vida ultralargo y amplia adaptabilidad térmica.

Además de proporcionar productos, Ampace se compromete a construir un ecosistema de servicios de «distancia cero», brindando soluciones de almacenamiento de energía seguras y confiables para acelerar los objetivos de neutralidad de carbono de Japón.

Mirando hacia el Futuro

Las iniciativas de Ampace en Chile, Japón, Alemania, Italia, Francia y Estados Unidos ejemplifican su misión de empoderar a las comunidades de todo el mundo con sistemas energéticos más seguros, inteligentes y sostenibles. Mediante la innovación continua y la colaboración estratégica, la empresa está redefiniendo la resiliencia energética del siglo XXI, ofreciendo soluciones que no solo son tecnológicamente avanzadas, sino también socialmente responsables y ambientalmente sostenibles. Al combinar un profundo conocimiento local con experiencia global, Ampace sienta las bases para un futuro energético más limpio y resiliente, que trasciende estas tres regiones y llega a comunidades de todo el mundo.

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Latinoamérica se encuentra expuesta a riesgos eléctricos críticos por falta de normativas claras, mantenimiento deficiente y ausencia de formación técnica especializada. Esta será la principal conclusión que dejará el IEEE Electrical Safety Workshop 2025, un foro técnico que se desarrollará del 15 al 17 de octubre en Ciudad de Guatemala, convocando a expertos de IEEE, NFPA, IEC y organismos industriales de referencia global.

Durante las jornadas, se analizarán estándares como NFPA 70E, IEEE 1584, IEC y OSHA, en un contexto donde la región sigue aplicando criterios dispares y, en muchos casos, desactualizados.

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«Las normas se entrelazan para crear lugares de trabajo eléctricos más seguros, pero deben aplicarse de forma adecuada y contextualizada», destacó Michael Kovacic, consultor con más de 30 años de experiencia en auditorías de seguridad, quien será uno de los expositores.

Las sesiones anticipan una agenda crítica que también incluirá casos reales de fallas por errores de diseño. Se presentarán situaciones que derivaron en accidentes e incluso muertes, producto de planos mal ejecutados o decisiones técnicas desconectadas de la realidad constructiva.

«Muchos errores derivaban de no entender las prácticas reales de construcción», alertó James Mercier, ingeniero profesional y maestro electricista licenciado en Texas, que ofrecerá una exposición específica sobre este tipo de incidentes.

Otro eje de preocupación será el crecimiento de tecnologías que, pese a su potencial, presentan riesgos eléctricos severos. Se trata de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de instalaciones fotovoltaicas de gran escala, que aún carecen de protocolos de seguridad ampliamente implementados en la región.

«Se cubrieron métodos de diseño para reducir el riesgo de los trabajadores y los incendios, así como evaluaciones específicas para bancos de baterías», expuso Lloyd Gordon, quien también analizará los peligros térmicos, de arco y acústicos en sistemas solares.

Falencias estructurales en mantenimiento y formación técnica

Las exposiciones también pondrán el foco en la debilidad del mantenimiento preventivo y predictivo como factor estructural de riesgo. Una de las soluciones que se presentarán es el análisis de firma electromagnética (EMSA), técnica que permite identificar fallos sin abrir equipos ni exponer a los técnicos.

«La prueba inicial podía ofrecer una comprensión clara del estado de los activos sin abrir gabinetes ni acceder a conductores energizados», explicó Marcelo Valdés, experto con más de 40 años de trayectoria en el sector eléctrico industrial.

Se sumarán también experiencias concretas sobre capacitación técnica. Desde Costa Rica, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz presentará un modelo educativo institucional aplicado a operarios en redes de alto riesgo.

«Queríamos fortalecer las conductas seguras y modificar aquellas inseguras en quienes trabajan con alto riesgo eléctrico», sostuvo Yuni Jiménez, directora de la CNFL, quien compartirá los detalles de este enfoque.

Además, se prevé una intervención magistral sobre la interdependencia entre infraestructura eléctrica y seguridad nacional, donde se abordará cómo una falla eléctrica puede provocar interrupciones críticas en salud, transporte o comunicaciones.

«Comprender estas interdependencias fue esencial para garantizar la prestación continua de servicios críticos», expresó el Dr. Luis Kun, exprofesor de Seguridad Nacional de EE. UU., quien participará como expositor.

El evento cerrará con un panel dedicado a los riesgos eléctricos en infraestructura de carga para vehículos eléctricos, un sector en plena expansión pero con brechas normativas preocupantes.

«Había riesgos eléctricos críticos en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos que requerían abordajes normativos urgentes», indicó Gustavo Salloum, especialista en instalaciones de media y baja tensión, quien liderará el espacio de electromovilidad.

El IEEE ESW 2025 se anticipa como un espacio donde los diagnósticos superarán a las celebraciones. Las ponencias y discusiones dejarán claro que sin regulación clara, mantenimiento moderno y formación técnica sistemática, los riesgos eléctricos seguirán escalando en América Latina, incluso en sectores que pretenden liderar la transición energética.

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Cronograma del IEEE Electrical Safety Workshop ESW 2025:

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Future Energy Summit (FES) inauguró su nuevo ciclo #NosVemosenFES, una serie de streamings virtuales que buscarán conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), fue ni nada más ni nada la primera persona que pasó por los micrófonos de #NosVemosenFES, que a sus 57 años, contó historias que ofrecieron un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.

Una de las anécdotas más destacadas está vinculada a su nombramiento como ministro de Energía de Chile (ocupó el cargo entre 2016 y 2018), tras trabajar varias décadas en relaciones económicas internacionales, incluyendo embajador de Chile en Uruguay, representante del país ante la ALADI y director general de de Relaciones Económicas Internacionales de Chile).

“El anterior ministro (Máximo Pacheco Matte) tuvo que salir por tareas políticas y la presidenta de aquel entonces, Michelle Bachelet, decidió que tenía perfil para ese cargo y desde hace una década que me vinculo con la energía, tema que está en el centro de la discusión de desarrollo económico, tecnológico y agenda ambiental. Y sigo muy motivado en la agenda energética”, mencionó. 

“Fue sorpresiva la denominación. Me convocó Bachelet a una reunión y fui con mi carpeta de comercio internacional e iba a preparar una reunión para otro evento, pero salí de esa reunión siendo ministro de Energía de Chile”, reconoció.

Además, reveló cómo es la dinámica siendo funcionario público, en función de las prioridades y la cantidad de temas en agenda que se deban abordar. Aunque en particular, durante titularidad en la cartera energética chilena, fue un período de “intenso, profundo y determinante” cambio regulatorio y legal para que se concretara la transición energética del país.  

“Fue ahí donde se sentaron las bases para la incorporación masiva de renovables, ya que en 2014 el sector energético chileno estaba en total crisis, con una matriz sucia, cara y poco competitiva, por lo que hubo que cambiar el panorama. Y durante mi gestión terminé de tramitar muchas leyes, consolidar el proceso de transición y poner en marcha algunos otros puntos relevantes”, sostuvo. 

Y cabe recordar que, luego de más de una década, Chile posee 17761 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales (ERNC) repartidos de la siguiente manera según datos de la Comisión Nacional de Energía. 

• Biomasa: 521 MW
• Eólica: 5458 MW 
• Geotermia: 84 MW
• Minihidroeléctrica: 644 MW
• Solar fotovoltaica: 10946 MW
• Concentración solar de potencia: 108 MW

A eso se debe añadir que hay más de 1000 MW de potencia operativa en sistemas de baterías (BESS – con 3995 MWh de capacidad de almacenamiento), más de 3500 MW en construcción y más de 14 GW en proyectos en fase de calificación. 

Su rol en OLADE y la integración del ámbito público-privado

Por otro lado, Andrés Rebolledo se refirió a su puesto actual como secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía y el foco en que la entidad tenga mayor repercusión y visibilidad, considerando que posee la capacidad de articular la agenda energética de la región y de vincular al sector público y privado. 

“El primer año de gestión creamos un consejo empresarial para poner a dialogar a empresarios con ministros y autoridades de gobierno. Durante la X Semana de la Energía habrá una tercera reunión y conversaciones sectoriales, es decir que el sector privado es un activo parte del ecosistema que recreamos en LATAM”, indicó Rebolledo. 

“Debemos construir integración energética en la región, desde avanzar en infraestructura hasta armonizar regulaciones, tener coherencia regulatoria y metas colectivas que identifiquen a la región en una mirada conjunta sobre ciertos temas, como por ejemplo objetivos de participación renovable, de eficiencia energética y de almacenamiento, entre otros”, añadió. 

De esta manera, este primer streaming marcó el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos.

Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables  más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

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Colombia está en alerta por las nuevas licitaciones que propone el Gobierno nacional para desplegar más renovables en el territorio.

El más esperado: El Ministerio de Minas y Energía anunció la firma del decreto de subastas a largo plazo para energías limpias, cuyo documento aún no se conoce públicamente y su publicación mantiene al sector atento.

El objetivo de la medida es diversificar la matriz eléctrica, reducir la dependencia de fuentes hídricas y térmicas, y avanzar en la meta de reducir 51% las emisiones de gases de efecto invernadero al 2030.

“Esta nueva subasta de largo plazo va a ser determinante, va a ser fundamental para cada vez ir rompiendo de una forma la dependencia de las energías convencionales”, describió Gustavo Adolfo Guerrero Ruiz, Director en Guerrero Ruiz Legal.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, aclaró que los inversionistas requieren más que decretos: “Las necesidades y demandas son sobre todo mensajes tranquilizadores”.

Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 101 079 de 2025, que fija la oportunidad para llevar a cabo la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) del cargo por confiabilidad para el período 2029-2030.

La norma introduce incentivos para la entrada temprana de proyectos –con remuneración adicional de hasta USD 1,85/MWh si entran antes de 2028–, habilita asignaciones de hasta 20 años para renovaciones tecnológicas y permite la participación de plantas no despachadas centralmente con capacidad superior a 1 MW.

Al respecto, el asesor legal sostuvo que esta subasta “es necesaria, muy urgente e importante porque ello finalmente permite hacer planes, hacer cuentas y hacer proyecciones con una oferta garantizada que satisfaga la demanda”.

Estas medidas llegan en un momento en el que Colombia tiene más de 3 GW de renovables ya incorporados a la matriz y con la expectativa de alcanzar 6 GW hacia 2030 pero con grandes retos administrativos, sociales y de infraestructura por superar.

El país ingresa además a un año electoral que mantiene al sector expectante frente a los rumbos de política energética y a la necesidad de mensajes claros que fortalezcan la confianza de los inversionistas.

“El impulso por las renovables de este Gobierno no se ha traducido en unas señales regulatorias concretas porque hay una desarticulación entre los sectores de minas y energía, ambiente, vivienda, desarrollo territorial y el interior en los procesos de consulta previa con comunidades”, determinó Guerrero Ruiz y añadió: “Hace falta una autoridad energética, tal vez una ventanilla única de trámites del sector, que pudiera precisamente dar esas señales”.

En este sentido remarcó que buena parte de los cuellos de botella no están en las licencias ambientales mayores, sino en los permisos menores tramitados por corporaciones autónomas regionales, así como en la lentitud para otorgar puntos de conexión y resolver solicitudes de ampliación de fechas de entrada en operación.

Aquí reaparece la regulación del uso del suelo en los planes de ordenamiento territorial, que limita áreas aptas para proyectos.

Con estos anuncios regulatorios, el país refuerza el camino hacia la transición energética. No obstante, el sector espera que junto con las subastas se avance en resolver los retos estructurales que siguen trabando la inversión en renovables: trámites lentos, infraestructura de transmisión insuficiente y falta de certidumbre.

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Perú se encuentra en una fase clave de su transición energética. Con la reciente aprobación de la Ley 32249, el país busca incentivar el desarrollo de energías limpias mediante licitaciones competitivas, contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones. En este camino, la experiencia de Chile resulta especialmente relevante: su proceso de licitaciones fue exitoso para promover una alta participación de tecnologías renovables, pero también dejó lecciones importantes sobre la necesidad de acompañar esa expansión con infraestructura y reglas claras que aseguren beneficios tangibles para los usuarios. 

“Si no se gestiona adecuadamente la planificación de transmisión ni se definen con claridad los procedimientos regulatorios, existe el riesgo de enfrentar situaciones similares a las observadas en Chile: altos niveles de vertimiento, desacoples de precios y tarifas finales más elevadas”, manifestó el gerente comercial de EDF Power Solutions Perú, Robinson Ponce Frías en diálogo con Energía Estratégica.

El ejecutivo sostiene que el diseño de subastas debe incorporar aprendizajes regionales, como los criterios de firmeza y seguridad energética que aplican en otros países. El caso chileno nos muestra que la rápida masificación de renovables debe ir acompañada de transmisión suficiente y oportuna, para evitar sobreoferta localizada y dificultades en la evacuación de la energía.

“Construir una planta solar o eólica toma entre dos y cuatro años, pero una línea de transmisión puede demorar entre cinco y siete. Esto genera ventanas de congestión que pueden afectar la rentabilidad de los proyectos”, explicó Ponce Frías. El riesgo es financiero y técnico: cuando las líneas están saturadas, el COES restringe la inyección de energía, provocando pérdidas de ingresos.

Además de la subasta, el especialista de EDF resalta que aún hay aspectos pendientes de desarrollo en torno a la Ley 32249, los cuales podrían generar incertidumbre si no se resuelven oportunamente. Aunque celebra que el nuevo marco normativo “fortalece la confianza de los inversionistas”, también aclara que “el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente su reglamentación”.

En particular,  destaca que aspectos clave de la Ley 32249 —como la implementación de contratos por bloques horarios, la separación de potencia y energía, y la metodología para asignar costos en el nuevo mercado de servicios complementarios— aún requieren precisiones adicionales en el reglamento. Asimismo, menciona que existe debate en torno a la obligatoriedad de los programas de licitación para las distribuidoras, un punto central para dar mayor previsibilidad a la demanda regulada.

“Lo importante ahora es dar continuidad al proceso. El marco ya está, pero su implementación debe ofrecer predictibilidad, sobre todo para quienes van a comprometer inversiones de largo plazo”, afirmó Ponce Frías. Para las entidades financieras, estos factores representan riesgos si no se articulan con transparencia y mecanismos claros.

Otro aspecto que requiere mayor definición es el rol de las tecnologías de almacenamiento, principalmente en el nuevo mercado de servicios complementarios y, eventualmente, en las futuras licitaciones. Según el ejecutivo de EDF, “necesitamos señales claras que incentiven la integración de tecnologías de almacenamiento, junto con el gas flexible y otras tecnologías de respaldo, porque solo así vamos a poder garantizar firmeza y confiabilidad en el sistema”. En su visión, los contratos deben contemplar esta flexibilidad, no solo desde el diseño técnico, sino también en la estructura de precios y plazos.

En este contexto, el ejecutivo propone que las subastas peruanas incorporen elementos que eviten distorsiones como las vividas en otros mercados. “No se trata solo de adjudicar al menor precio, sino de valorar el impacto sistémico de cada proyecto, su localización estratégica y su capacidad de aportar a la resiliencia del sistema eléctrico”, argumenta.

A pesar de estos desafíos, Robinson Ponce aseguró que el país tiene condiciones estructurales muy favorables. “Ya existe un pipeline de más de 20 gigavatios en solicitudes de conexión, lo que demuestra un alto apetito del mercado. Además, los costos tecnológicos han bajado y el recurso solar del sur peruano es excepcional”, indicó.

No obstante, advierte que las señales institucionales deben acompañar esta dinámica. “La ley da el primer paso, pero el verdadero impacto dependerá de cómo se implemente la reglamentación. El tiempo apremia, y el sistema necesita tomar decisiones ya”, concluyó.

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Costa Rica consolida su transición energética con una hoja de ruta que prioriza la expansión solar, el almacenamiento en baterías y nuevas condiciones para la generación distribuida, todo en un contexto de planificación firme, regulación técnica y una alta participación del sector privado.

Pablo Bermúdez Vives, asesor en Gestión Ambiental del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), informó que el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), junto a privados habilitados por la Ley 7200, proyectó 270 MW solares, 122 MW eólicos y 20 MW de biomasa entre 2025 y 2027. “Cinco proyectos fotovoltaicos por un total de 86 MW ya fueron adjudicados”, remarcó Bermúdez.

Uno de los pilares estructurales de la estrategia fue el almacenamiento en red, con una primera meta de 120 MW de baterías de 4 horas, previstas por el Plan de Expansión de la Generación 2024 (PEG-ICE). “Existió la posibilidad de ingresar el primer bloque entre 2028 y 2029, dependiendo del avance en la planta Moín y de la nueva ola solar y eólica”, sostuvo el asesor. Este despliegue buscó amortiguar la variabilidad renovable y reducir los costos operativos.

La bioenergía también se posicionó en la agenda, con propuestas vinculadas al uso de biomasa, biogás, biometano y residuos como insumos energéticos. “Se promovió activamente el uso de fuentes renovables no convencionales, incluyendo biocombustibles líquidos”, agregó el funcionario.

Apertura al sector privado y avances para 2025

El diseño del sistema permitió al sector privado acceder a oportunidades tanto en generación como en infraestructura. “Pudieron participar en contratos PPA bajo la Ley 7200, licitaciones de ingeniería en SICOP, desarrollar autoconsumo industrial, ofrecer almacenamiento detrás del medidor y desplegar puntos de recarga eléctrica”, detalló Bermúdez.

Asimismo, las cooperativas eléctricas continuaron desplegando generación distribuida (DER) en sus redes, apoyadas por metodologías actualizadas por ARESEP y procedimientos definidos en el POASEN. En este sentido, la regulación técnica evolucionó para facilitar la integración de más renovables variables.

En 2024, ARESEP ajustó los cargos de acceso para sistemas distribuidos, y el Decreto 43879-MINAE estableció nuevas reglas para modalidades con o sin inyección de excedentes, con un límite de 5 MW por sistema. “Se avanzó en habilitar mejores condiciones de conexión y operación para las nuevas tecnologías”, afirmó Bermúdez.

La agenda 2025 se proyectó con hitos clave: entrada en operación de proyectos solares y eólicos adjudicados, refuerzo de la infraestructura de recarga pública, alianzas con comercios y hoteles, y nuevas contrataciones tecnológicas por parte del ICE, incluyendo baterías y EPC de plantas solares. Todo esto mientras se consolidan definiciones operativas del POASEN para mejorar la conexión de renovables y almacenamiento a media y alta tensión.

“Costa Rica tomó decisiones desde hoy para sostener su liderazgo energético mañana. Lo hizo con planificación, regulación técnica y una visión clara sobre qué tecnologías desplegar, cuándo y dónde”, concluyó Bermúdez.

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PCR, en conjunto con ArcelorMittal Acindar, anuncia que el Parque Eólico Olavarría ha sido oficialmente aceptado en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de Argentina, tras superar una evaluación técnica y económica rigurosa y exhaustiva.

Se trata de una inversión estratégica total de USD 275 millones, destinada a instalar mayor capacidad de generación de energía renovable y fortalecer la matriz energética del país en base a fuentes limpias, y al mismo tiempo, abastecer la creciente demanda de la región del AMBA a partir del crecimiento económico registrado en la Argentina.

El proyecto consta de 30 aerogeneradores de última generación con 6MW de capacidad de generación que completan una potencia total de 180 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad de 340.000 viviendas por año. El complejo eólico estará emplazado en 4500 has ubicadas a 24 kilómetros de Olavarría y que se conectará con la estación transformadora de esa localidad a través de una línea de alta tensión que también construirá la empresa. En paralelo se llevarán a cabo obras clave en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, incluyendo reemplazo de capacitores que reforzarán la línea de alta tensión de 500 kV que une Olavarría con Ezeiza.

Estas intervenciones permitirán ampliar significativamente la capacidad de transporte en el corredor eléctrico, optimizando la integración del parque Olavarría al sistema interconectado nacional, así como de otros proyectos renovables por 260 MW de capacidad que la compañía tiene en desarrollo y con prioridad de despacho. Toda esta actividad significará la contratación de 1300 trabajadores en forma directa e indirecta en la etapa de construcción del parque e involucrará más de 30 empresas proveedoras de insumos y servicios locales, fomentando el impacto económico y social en la localidad de Olavarría y la región.

La obra insumirá 2100 toneladas de hierros y 24.000 toneladas de cemento para las fundaciones de los aerogeneradores y asimismo 4 km líneas de torres de acero.

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

Por su parte, Federico Amos, CEO de ArcelorMittal Acindar indicó que “el Parque Eólico Olavarría marca un hito en nuestro camino hacia la descarbonización. Nos permitirá abastecer con energía renovable más del 65% de nuestras operaciones en Argentina, reduciendo nuestra huella de carbono y reafirmando nuestro compromiso con la sustentabilidad, y en línea con nuestro propósito de crear aceros más inteligentes para las personas y el planeta”. 

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

Sobre el RIGI: El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones fue creado para promover proyectos estratégicos con inversiones superiores a los USD 200 millones. Ofrece un marco de seguridad jurídica, estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria por hasta 30 años, junto con beneficios impositivos y para la importación de bienes de capital.

Sobre GEAR I S.A.: PCR y ArcelorMittal Acindar son accionistas de GEAR I S.A., en un 51% y 49% respectivamente, sociedad que es la titular del “Parque Eólico y Solar San Luis Norte” con un potencia total de 130MW, situado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano, Provincia de San Luis y que ahora sumó bajo la misma sociedad el Parque Olavarría por 180MW de potencia total. Tanto la energía renovable que genera el Parque San Luis Norte como la prevista que produzca el nuevo Parque Eólico Olavarría se destinarán en un importante porcentaje para abastecer las plantas industriales de ArcelorMittal Acindar en el país con el propósito de continuar con su objetivo corporativo de descarbonización de sus productos y así cumplir con sus propias metas de sustentabilidad.  

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El Salvador experimenta un crecimiento acelerado de las energías renovables, con la tecnología solar como principal protagonista. Actualmente, esta fuente representa el 20% de la matriz energética del mercado administrado por DELSUR, un hito que se alcanzó en apenas algunos años y que impuso nuevos retos técnicos para su gestión.

“En El Salvador, si bien tenemos diferentes fuentes renovables incorporadas en la matriz energética, en los últimos años la que evolucionó más rápidamente fue la solar”, sostuvo David Perla, Jefe de Negocios Energéticos en DELSUR.

Este avance conllevó desafíos. El directivo explicó que “estuvimos enfrentando desafíos importantes debido a la alta penetración de esta tecnología, su convivencia con otras tecnologías base y su administración en momentos en los que se presentaron condiciones de vertimiento”.

Aclaró que estos retos fueron abordados mediante procedimientos definidos para garantizar una operación segura.

Desde DELSUR, el enfoque estuvo en fortalecer las redes de distribución, modernizarlas con tecnología inteligente y acompañar el crecimiento renovable sin comprometer la calidad del suministro.

“Se trabajó en el desarrollo de inversiones en infraestructura de distribución para robustecer nuestras redes, mejorar la calidad y estabilidad del suministro y tecnología para redes inteligentes”, afirmó Perla, quien remarcó que este trabajo respondió al compromiso de “contribuir a la armonía de la vida para un mundo mejor”.

Frente al aumento de proyectos renovables, principalmente solares, la empresa exigió estudios de impacto a cada nuevo desarrollo para identificar adecuaciones técnicas necesarias. Además, cada planta debió incluir sistemas de monitoreo, protecciones, seccionamiento y comunicación en tiempo real, elementos que permitieron una interconexión segura y una operación profesional y dinámica, como subrayó el ejecutivo.

Aunque el recurso eólico existe en el país, Perla aclaró que “no fue tan predominante”. En cambio, la geotermia comenzó a ganar espacio con fuerte impulso de las autoridades, que buscaron identificar nuevos proyectos.

“Se trabajó muy duro en identificar y explotar los recursos geotérmicos con los que cuenta el país, los cuales, según tengo entendido, tienen perspectivas muy buenas”, añadió.

En cuanto al futuro de la energía solar, Perla consideró que todavía tiene mucho potencial, pero bajo nuevas condiciones: “Nuevos proyectos deben ser evaluados considerando ya una realidad donde la penetración actual es muy alta y la capacidad de inyección adicional en horario solar es limitada”.

Allí entró en juego el almacenamiento con baterías, que podría convertirse en el nuevo motor de expansión.

“Esto puede permitir desarrollar proyectos para abastecer demanda en otros horarios”, planteó. Sin embargo, para que esta tecnología despegue, se necesita un cambio normativo urgente.

“Fue importante trabajar y avanzar en la creación de una regulación que aborde el tratamiento del almacenamiento de energía e incentive esta tecnología”, indicó.

El ejecutivo propuso que se reconozcan los distintos servicios que puede aportar el almacenamiento y que se habilite su participación tanto en el mercado mayorista como en distribución, con condiciones claras también para proyectos de menor escala.

Finalmente, Perla señaló las condiciones clave para atraer más inversión al sector renovable.

“El mayor incentivo estuvo en desarrollar un mercado en condiciones que compaginen las necesidades de los desarrolladores con las del consumidor y todo a precios convergentes”, argumentó.

Para lograr ese equilibrio, consideró imprescindible establecer reglas claras y estables, recursos financieros eficientes, costos compatibles con precios locales, apoyo tecnológico y agilidad en los trámites gubernamentales.

“Si un mercado logró generar este equilibrio, llegaron muchos interesados queriendo aprovechar la oportunidad”, concluyó.

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Con presencia en más de 10 países y una trayectoria consolidada en soluciones para generación renovable, BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, continúa ampliando su alcance internacional. Tres proyectos en marcha, que combinan energía solar, eólica y almacenamiento, reflejan su evolución tecnológica y visión de largo plazo. 

Implementaciones recientes en mercados como Argentina, Colombia, Perú y Estados Unidos fortalecen su posicionamiento como socio estratégico para quienes buscan eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad, con soluciones adaptadas a cada entorno técnico y normativo. 

La Martina: Almacenamiento energético en Colombia 

BLC Power Generation participa en La Martina, uno de los primeros parques solares del país en incorporar un sistema de almacenamiento a gran escala. El proyecto cuenta con 14,7 MW de potencia solar y 6,9 MWh de capacidad de almacenamiento, consolidando la adopción de esta combinación tecnológica en el mercado energético colombiano.

La compañía fue responsable de la integración de los sistemas Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC, que permiten gestionar de forma inteligente la energía almacenada para maximizar la eficiencia operativa del parque y contribuir a la estabilidad de la red eléctrica. Se estima que, gracias a esta configuración, La Martina podrá generar hasta 2.200 MWh adicionales al año. 

San Luis Norte: el primer parque híbrido eólico – solar de Argentina 

Con el objetivo de integrar distintas fuentes renovables en una operación unificada, BLC Power Generation proveyó su solución Optimum PG – PPC al desarrollo de San Luis Norte, el primer parque híbrido eólico-solar del país. La tecnología implementada permitió vincular 18 MW solares a los 112,5 MW eólicos ya operativos, habilitando una operación conjunta y coordinada con el parque existente. 

Gracias a esta integración, el parque comenzó a inyectar energía renovable combinada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) desde julio, marcando un precedente técnico para el sector y consolidándose como un modelo replicable para futuros desarrollos híbridos en la región.

Chimbera: almacenamiento que potencia el valor de lo renovable 

En San Juan, Argentina, BLC Power Generation participó en el parque solar Chimbera I mediante la provisión y configuración de sus soluciones Optimum PG – EMS y Optimum PG – PPC. Estas herramientas permiten controlar de forma dinámica el sistema de almacenamiento BESS, gestionando el excedente de energía solar y liberándolo de forma eficiente según la demanda operativa. 

Esta integración no solo mejora la continuidad y estabilidad ante variaciones de generación, sino que permite cumplir con los requisitos normativos del sistema eléctrico, optimizando la operación del parque y fortaleciendo su rentabilidad y sostenibilidad a largo plazo. 

Escalabilidad, control y flexibilidad para cada contexto 

Cada uno de estos desarrollos reafirma el enfoque de BLC Power Generation: Combinar innovación tecnológica, conocimiento normativo y soluciones escalables que se adaptan al entorno operativo real de cada cliente. 

Con más de 600 plantas gestionadas en la región y experiencia en proyectos solares, eólicos e híbridos, la compañía se posiciona como un socio técnico confiable en el camino hacia un modelo energético más inteligente y sostenible. 

“Desarrollamos cada solución para que pueda escalar. Esa combinación entre conocimiento técnico y adaptación operativa es por lo que nos siguen eligiendo nuestros clientes, para repetir proyectos en distintos países” afirma Sebastián García, Gerente Comercial de BLC Power Generation. 

Lo que hasta hace poco parecía futuro —almacenamiento a gran escala, integración solar-eólica, control inteligente en tiempo real— hoy es parte de los proyectos que BLC Power Generation implementa junto a sus clientes. La transformación energética ya está en marcha, y la compañía sigue acompañando ese camino con soluciones que combinan tecnología, datos y decisiones estratégicas. 

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Future Energy Summit (FES) inaugura este miércoles 27 de agosto el ciclo #NosVemosenFES, una nueva serie de streamings virtuales que buscarán abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica. 

En esta primera edición, el protagonista será Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), quien compartirá su mirada sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector energético de la región.

Transmitido en vivo y de manera gratuita por el canal de YouTube de FES, #NosVemosenFES comenzará a las 11:30hs de Ecuador y 13:30hs de Argentina, con una propuesta pensada para la interacción directa con el público. Quienes se conecten podrán realizar preguntas y dejar comentarios en el chat, generando un espacio participativo durante el streaming. 

La conversación con Rebolledo estará enfocada en conocer más sobre su trayectoria profesional, su visión al frente de OLADE, y los temas más relevantes para la integración energética latinoamericana, incluyendo tendencias de mercado, desafíos regulatorios y nuevos vectores de la transición energética.

El formato será distendido y cercano, con espacio para anécdotas e historias que ofrecerán un enfoque humano a una agenda estratégica en el camino de la adopción de más fuentes limpias y renovables.

Con más de tres décadas de experiencia en el diseño e implementación de políticas públicas, Rebolledo ha ocupado cargos clave en Chile, incluyendo el Ministerio de Energía, y ha liderado negociaciones multilaterales en foros internacionales de alto nivel. 

Y desde su rol actual en OLADE impulsa una agenda centrada en la cooperación regional, el desarrollo de infraestructura sostenible y el aprovechamiento equilibrado de los recursos energéticos para asegurar una transición justa e inclusiva en América Latina y el Caribe.

Este primer streaming marca el inicio de una nueva etapa para Future Energy Summit, que amplía sus canales de difusión y suma una herramienta clave para el networking del sector, ya que el ciclo #NosVemosenFES permitirá seguir fortaleciendo la red de contactos más influyente del ecosistema energético hispanoamericano, integrando a empresas líderes, funcionarios de primer nivel y referentes técnicos. 

Además, FES se consolida como la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables  más importante Hispanoamérica, no sólo por su capacidad de reunir a los actores más influyentes del mercado, sino también por la calidad de los debates que propicia, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube.

FES se prepara para seguir la gira 2025 con más transmisiones virtuales y gratuitas

Y a lo largo del año, se espera que el ciclo sume nuevas emisiones con protagonistas del más alto nivel, fortaleciendo así los canales de colaboración técnica y comercial en toda la región. Como también prepara los próximos encuentros presenciales en tres destinos estratégicos: Perú (29 de septiembre), Colombia (21 y 22 de octubre) y Chile (26 y 27 de noviembre).

En este sentido, FES da un paso estratégico hacia la consolidación de una plataforma multiformato, capaz de dialogar con el sector tanto en las grandes cumbres como en espacios más personalizados, sin perder impacto ni profundidad.

¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES! Deje sus preguntas en el chat de YouTube, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de
networking del sector

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El desarrollo del hidrógeno verde en Perú avanza con proyectos en distintas etapas de maduración que delinean un portafolio diversificado y de creciente escala. Según Edmundo Farge, CEO de Batech Energy, el crecimiento de la fotovoltaica en el país permitirá que el hidrógeno verde se vuelva competitivo por sí mismo, replicando lo que ya ocurrió en Europa y en Chile, donde la sobreoferta renovable impulsó la expansión de este vector energético. En este marco, el ejecutivo presentó recientemente el Mapa Peruano de Proyectos de Hidrógeno, que reúne las principales iniciativas en curso y en planificación.

El portafolio incluye megaproyectos con parques solares y eólicos, junto con pilotos académicos e industriales, con inversiones que superan los USD 11.000 millones en algunos casos. El mapa configura una hoja de ruta para la producción de hidrógeno y derivados como amoníaco, metanol y metano sintético.

mapa h2v

Entre los desarrollos de mayor envergadura destacan los de Horizonte Verano, que lidera dos complejos: uno en Caylloma, con 1,1 GW solares y 1.000 MW de electrólisis, y otro en Casma, con 4,6 GW solares y 4.000 MW de electrólisis. “Es una de las más grandes que se ha anunciado, tiene su estudio de impacto ambiental aprobado y está en proceso de socialización con la población cercana en Arequipa”, aseguró Farge.

Otro actor clave es Pheland Energy, que impulsa en Arequipa una planta de 1,8 GW solares destinada a producir hidrógeno líquido y amoníaco, con inicio previsto hacia 2027-2028. Según el CEO, “ya están iniciando su estudio de impacto ambiental y tienen previsto arrancar a finales de la década”. También figuran proyectos en Moquegua y Piura, liderados por MMEX Resources y Enerside/UNI, respectivamente, ambos orientados a la producción de amoníaco y metanol. A su vez, Perú LNG en Pisco avanza con una planta solar-eólica de 50 MW combinada con captura de CO₂ para producir metano sintético, en un esquema inspirado en el modelo de Haru Oni en Chile.

En el plano industrial, cementeras y ladrilleras comienzan a evaluar aplicaciones concretas. Yura, en Arequipa, desarrolla un proyecto de 31 kW solares vinculados a hornos, mientras que Ladrillera MAXX, en Tacna, trabaja en una planta piloto de 20 kW solares para reducir emisiones. El ámbito académico también suma esfuerzos: la Universidad Nacional de Ingeniería (UNI) ya implementa electrolizadores AEM y PEM de 6 kW y 165 kW, y la UNSA, en Arequipa, prepara un sistema de 1 MW de electrólisis AEM para 2025. “Estas iniciativas son clave para formar capacidades locales y asegurar talento especializado en hidrógeno”, destacó Farge.

El sector minero se perfila como uno de los futuros demandantes. Compañías como Anglo American, Las Bambas, Cerro Verde, Southern y Poderosa analizan la posibilidad de incorporar hidrógeno en sus operaciones, aunque todavía evalúan si producirlo directamente o adquirirlo a proveedores. “El sector mineral está en esa decisión: si el hidrógeno no es su core business, prefieren comprarlo a productores como Repsol, Praxair o Linde”, explicó el directivo.

En paralelo, sobresalen proyectos piloto como el de Fenix Power en Chilca, que utiliza una miniplanta solar de 22 kW con un electrolizador PEM de 8,5 kW para refrigeración de generadores. También el histórico caso de Cachimayo en Cusco, que desde 1965 produce hidrógeno con energía hidroeléctrica para nitrato de amonio y que hoy atraviesa un proceso de modernización. “Están reemplazando siete electrolizadores por modelos nuevos, uno de los cuales ya produce 1.000 m³ por hora”, comentó Farge.

Batech Energy participa activamente en varios de estos desarrollos. La empresa trabaja con electrolizadores de origen chino en alianza con Tianjin Mainland Hydrogen Equipment Co. Ltd., que ofrecen una relación costo-calidad más competitiva que los europeos. Además de promover soluciones de consumo masivo como cocinas, bicicletas y motocicletas a hidrógeno, acompaña tanto a universidades (UNI y UNSA) en proyectos piloto como a iniciativas privadas en industrias intensivas en energía. Uno de sus logros recientes es el suministro de un electrolizador de 1.000 m³/h para la planta de Cachimayo, mientras que a nivel estratégico ha participado en el relevamiento y análisis de proyectos de gran escala como los de Horizonte Verano y Pheland Energy.

El desarrollo del sector, sin embargo, aún depende de avances regulatorios. Aunque en 2023 el Congreso aprobó la Ley de Fomento del Hidrógeno, la reglamentación sigue pendiente. “El marco regulatorio no está lista porque hay discrepancias: el Ministerio apunta solo al hidrógeno verde, mientras que nosotros creemos que deben impulsarse todas las tecnologías”, sostuvo el CEO de Batech.

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Los contratos de compraventa de energía (PPAs) se consolidaron como mecanismo clave en Centroamérica, con Guatemala, El Salvador y Panamá liderando procesos estructurados para incorporar nuevas fuentes de generación renovable. “En sentido general, los procesos que involucraron PPAs en Centroamérica siguieron su curso bastante bien”, expresó Rafael Velazco Espaillat, consultor senior, quien vinculó este desarrollo con las reformas al sector eléctrico implementadas desde comienzos de los años 2000.

Uno de los casos más relevantes fue el de Guatemala. El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), buscó contratar 1.400 MW de potencia firme durante 15 años, mediante licitación inversa abierta a todas las tecnologías. “Se buscó replicar el esquema de la PEG-4, que permitió a generadores ya instalados acceder a contratos si agregaban al menos un 25% de nueva generación renovable”, explicó el especialista.

En tanto, Honduras, a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), estructuró una licitación por 1.500 MW de potencia firme y energía asociada, con bloques de almacenamiento de entre 4 y 10 horas y apertura a soluciones de más de 12 horas. “La estructura definió una composición del 65% de tecnologías renovables y un 35% de fuentes no renovables”, detalló Velazco.

Por su parte, Panamá formalizó su cronograma de licitaciones eléctricas para el periodo 2025-2028. Las proyecciones incluyeron la incorporación de 1.420 megavatios equivalentes (MWEq) de energía firme y 1.335 MW de nueva capacidad instalada. Se destacó además una licitación exclusiva en 2026 para centrales solares fotovoltaicas, con fecha de inicio de suministro en julio de 2028. “Estos tres procesos licitatorios fueron un nicho muy interesante para buenos PPAs sostenibles en el tiempo”, afirmó el consultor.

Precios competitivos, riesgos regulatorios y nuevas oportunidades

La región evidenció una tendencia a la baja en los precios de los PPAs, particularmente en energía solar y eólica. Según Velazco, esto respondió no solo al descenso global de costos de las tecnologías renovables —especialmente fotovoltaica—, sino también a la composición de las matrices energéticas locales. “En países con mayor capacidad de generación hidráulica, como El Salvador y Guatemala, los precios finales mostraron una baja aún más acentuada”, señaló. En el caso salvadoreño, destacó también la participación de energía geotérmica como factor clave.

A pesar del avance, se identificaron riesgos relevantes para el desarrollo de PPAs. Uno de ellos fue la actualización de las normativas del sector en distintos países. “El mayor riesgo estuvo en la actualización de la normativa que varios países vivieron. Lo que incluyeron o no incluyeron fue definitivo para las energías renovables”, advirtió el entrevistado. A eso se sumó la expansión de generación térmica a base de GNL (gas natural licuado), que podría desplazar renovables en el orden de mérito y afectar la rentabilidad de proyectos a largo plazo. “Panamá ya contaba con aproximadamente 600 MW operativos con LNG, y Guatemala lo incluyó en su licitación PEG-5”, remarcó. “Era esperable que otros países centroamericanos se sumaran a esta ola de instalación de ciclos combinados a GNL”, anticipó.

Consultado sobre los mercados más atractivos para PPAs renovables, Velazco apuntó nuevamente a Guatemala, El Salvador y Panamá. “Por un tema de márgenes en los precios, que aunque no eran exagerados como en los sistemas eléctricos insulares del Caribe, no dejaban de ser atractivos”, argumentó. También destacó a Costa Rica como un país con “inmensas posibilidades” para proyectos eólicos, especialmente en la región de Guanacaste, limítrofe con Nicaragua.

Mirando hacia el mediano plazo, identificó oportunidades emergentes vinculadas a nuevas tecnologías. “Las centrales hidroeléctricas reversibles y los proyectos de almacenamiento en baterías (BESS), tanto en modalidad stand alone como para servicios auxiliares o hibridaje, representaron oportunidades de mercado muy prometedoras”, concluyó Velazco.

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Costa Rica avanza con decisión hacia una nueva etapa de su transición energética, marcada por la incorporación de nueva capacidad renovable, el impulso a tecnologías de almacenamiento y un marco regulatorio que habilita mayor participación privada. Según detalló Ana Lucía Alfaro Murillo, Projects Director y asesora senior en energía y sostenibilidad en Biomatec, “el país está materializando oportunidades concretas que fortalecen el liderazgo renovable alcanzado en décadas recientes”.

A lo largo de 2024, el país adjudicó cinco plantas solares privadas por 86 MW, cuya ejecución está prevista entre 2025 y 2026. Además, el ICE preparó una convocatoria por 100 MW solares para febrero de 2025. En paralelo, se adjudicaron 80 MW eólicos en Guanacaste y se lanzó la repotenciación del parque Tejona, que sumará 42 MW mediante una licitación abierta durante 2025.

“La Ley 7200 permitió que los actores privados participaran de forma ordenada y complementaria en el desarrollo de nuevas plantas”, destacó Alfaro Murillo. Estos proyectos bajo esquema BOT (Build, Operate, Transfer) fortalecen la diversificación de la matriz y mejoran la competitividad del sistema.

El sistema eléctrico enfrenta una demanda creciente que alcanzó un pico de 1.925 MW en 2024, lo cual obliga a acelerar los tiempos de expansión de capacidad. Alfaro Murillo planteó que “se requería una planificación flexible, que respondiera con rapidez a contextos cambiantes y a eventos climáticos extremos”.

La hidrología adversa generada por el fenómeno de El Niño redujo la participación renovable al 86,8% en 2024, obligando a recurrir a más generación térmica e importaciones. En ese contexto, se consideró también la contratación de unidades térmicas de respaldo a lo largo de 2025, mientras se consolidan las nuevas fuentes renovables y se normaliza la disponibilidad hídrica.

Modernización de activos, almacenamiento y nuevos marcos regulatorios

Además de incorporar nuevos proyectos, el país trabajó en la modernización de plantas hidroeléctricas y geotérmicas de alta criticidad. Instalaciones como Cachí, Arenal, Dengo, Ventanas Garita y Miravalles 1 y 2 están siendo intervenidas para extender su vida útil, mejorar su eficiencia y asegurar potencia firme. “Estas repotenciaciones requerían planificación rigurosa, ya que implicaban salidas prolongadas de unidades clave”, señaló Alfaro Murillo.

También se proyectaron nuevos desarrollos como Borinquen II y la Plazoleta Geotérmica (PLB-01), mientras que el proyecto hidroeléctrico Fourth Cliff reforzará la base de generación renovable a partir de la próxima década.

Una de las innovaciones clave será la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), contemplados en el Plan de Expansión de la Generación (PEG) 2024 con dos bloques de 120 MW y autonomía de 4 horas, programados para 2031 y 2034, aunque con discusiones técnicas activas desde 2025. “El almacenamiento permitía desplazar energía hacia los momentos críticos y reducir el uso de térmica”, explicó Alfaro Murillo. También se discutía la implementación de sistemas grid-forming que aportaran inercia y estabilidad a la red.

ARESEP ya introdujo señales regulatorias para servicios auxiliares y abrió espacio al almacenamiento distribuido, en paralelo con el utilitario.

La aprobación de la Ley 10086, junto al Decreto 43879-MINAE y metodologías definidas por ARESEP, habilitó a hogares, comercios e industrias a producir su propia electricidad y compensar excedentes. “La generación distribuida permitió democratizar la transición energética y redujo las pérdidas en transmisión”, afirmó la experta de Biomatec. En este modelo, las cooperativas rurales, empresas privadas y usuarios individuales se convirtieron en actores activos del proceso de descarbonización.

Durante 2025 y 2026, se espera también el avance del marco operativo de esta ley, con ajustes tarifarios y nuevas instalaciones bajo esquemas de autoconsumo y compensación de excedentes.

Innovaciones futuras

Como vector energético emergente, el hidrógeno verde se incorporó a la estrategia nacional impulsada por el MINAE, con respaldo técnico de la cooperación alemana (GIZ). Los sectores foco fueron transporte pesado e industrias difíciles de electrificar. “Hubo condiciones para iniciar pilotos que generaran capacidades locales y, a mediano plazo, escalar a un mercado competitivo”, aseguró Alfaro Murillo. Algunos de estos desarrollos se prevén para 2026.

Además, el país incorporará 20 MW de biomasa en 2026, dentro del paquete de proyectos definidos por el PEG, fortaleciendo aún más la diversificación tecnológica.

Con estos avances en marcha, Costa Rica se posicionó para consolidar su liderazgo renovable, fortaleciendo la seguridad del suministro, impulsando la participación del sector privado y desplegando tecnologías clave como el almacenamiento energético. Todo esto en un contexto de mayor demanda, presión climática e impulso a la descentralización, que exigió planificación inteligente y ejecución efectiva.

“El modelo costarricense no excluyó a los privados: los incorporó de manera complementaria, bajo reglas claras y con el ICE como rector del sistema”, subrayó Alfaro Murillo. La próxima etapa, en desarrollo durante 2025 y 2026, se juega con más actores, más tecnologías y una renovada ambición por descarbonizar sin perder firmeza.

La entrada Costa Rica apuesta por más renovables: nuevos proyectos solares, eólicos y BESS en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

Anabática Renovables inicia una etapa decisiva en su evolución empresarial, dejando atrás el perfil de proveedor técnico local para convertirse en un actor estratégico regional. Desde su sede en Chile, y con más de una década de experiencia en energía eólica, solar y almacenamiento, la empresa proyecta su consolidación en los principales mercados de América Latina.

“Pasamos de ser un referente técnico en Chile a convertirnos en un socio estratégico para toda América Latina”, destacó Marco Zazzini, gerente general adjunto de la compañía. Esta transformación obedece a una decisión deliberada de escalar su participación más allá de fronteras, en un escenario energético cada vez más desafiante.

“Tras más de 10 años de experiencia, un equipo de más de 35 profesionales y una certificación ISO 9001 que respalda nuestros procesos, hoy operamos de manera regular en Chile, Argentina, Perú, Colombia, México, entre otros”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Por lo que el cambio de estrategia deja atrás la consolidación local para enfocarse en la integración regional, ofreciendo soluciones técnicas, comerciales y financieras en proyectos de generación renovable y almacenamiento, independientemente del ciclo político (NdR: varios países de la región atraviesan un complejo escenario electoral). 

Una de las apuestas más recientes de la compañía es Cuásar BESS, una plataforma desarrollada internamente que permite optimizar el diseño y la gestión de proyectos de almacenamiento. La herramienta posibilita mediciones y simulaciones de corto, mediano y largo plazo, analizando ingresos por potencia y energía en función del comportamiento del mercado.

“Avanzar con herramientas propias y ser rápidos y versátiles según requiera el mercado” es uno de los principios que guía la estrategia actual de Anabática. De ese modo, la empresa ya acumula más de 10 GWh en proyectos de dimensionamiento BESS, lo que la posiciona a la vanguardia del seguimiento de dicha tecnología en la región.

Según Zazzini, el foco está puesto en seguir sumando funcionalidades a las herramientas propias y reforzar su presencia en mercados estratégicos durante 2025 y 2026, considerando que la firma trabaja en todo el ciclo de vida de un proyecto renovable: estimación de energía, ingeniería, due diligence técnica, diseño de layout, inspección de obra y gestión de licitaciones. 

“También impulsaremos más alianzas y actividades técnicas para estar presentes en las mesas donde se defina el futuro energético de la región. Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, añadió el entrevistado.

Como parte de ese proceso, los ojos están puestos en los sistemas de baterías, que poco a poco  ganan protagonismo en LATAM, y la compañía busca acelerar su adopción transfiriendo conocimientos y estandarizando soluciones, a fin de que se repliquen buenas prácticas regulatorias, se estandaricen contratos y se multipliquen casos de éxito. 

Flexibilidad frente al cambio político

En un año con procesos electorales clave en los países que operan, la compañía destaca la importancia de entender el entorno antes de definir sus movimientos. Por lo que la estrategia es clara: combinar ingeniería, permisos, supervisión, software, capacitación e inteligencia regulatoria con la flexibilidad para adaptar cada proyecto al ritmo y condiciones de cada país. 

“Las decisiones que se tomen en este año marcarán la próxima década, y queremos ser el socio técnico que dé certezas en medio de ese cambio”, afirmó el gerente general adjunto de Anabática.

La entrada Anabática Renovables da el salto regional y proyecta su expansión hasta 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

Growatt, proveedor líder mundial de soluciones solares distribuidas y de almacenamiento de energía (ESS), ha sido nuevamente galardonado con el premio EUPD Research Top Brand PV, marcando así el octavo año consecutivo de reconocimiento para la compañía. En 2025, Growatt recibió distinciones por la fortaleza de su marca de inversores en México, Brasil, Pakistán, Alemania y la región de Medio Oriente y Norte de África, además de ser reconocida por sus soluciones de almacenamiento de energía en Australia.

Este logro constante refuerza la posición de Growatt como uno de los proveedores de inversores solares y sistemas de almacenamiento de baterías más confiables del mundo, una marca en la que millones de hogares y empresas confían para satisfacer sus necesidades de energía limpia.

Un socio global en energía limpia

Con instalaciones en más de 180 países, Growatt ha construido una reputación como socio energético de confianza al ofrecer inversores solares residenciales avanzados, soluciones fotovoltaicas comerciales e industriales, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía en baterías, cargadores para vehículos eléctricos y plataformas inteligentes de gestión energética.

Desde sistemas solares residenciales en azoteas hasta plantas solares industriales a gran escala, Growatt capacita a los usuarios para generar, almacenar y optimizar energía renovable, reduciendo costos energéticos y aumentando la independencia energética.

“Nuestro reconocimiento sostenido por parte de EUPD Research en múltiples continentes es un testimonio de nuestro compromiso inquebrantable con la innovación, la confiabilidad y las soluciones solares centradas en el cliente”, afirmó Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt. “Es un honor ser de confianza para millones de clientes y profesionales de la industria en todo el mundo, y seguimos dedicados a impulsar la transición hacia un futuro más limpio, inteligente y sostenible”.

Reconocimiento en seis mercados clave

El premio EUPD Top Brand PV se basa en extensas encuestas realizadas a instaladores y distribuidores en todo el mundo, evaluando el nivel de conocimiento de la marca, satisfacción, preferencia del cliente y grado de recomendación en el mercado.

Inversores Solares: Reconocidos en México, Brasil, Pakistán, Alemania y Medio Oriente & Norte de África, lo que demuestra la influencia global de Growatt y la fuerte percepción de su marca en mercados fotovoltaicos tanto emergentes como consolidados.

Sistemas de Almacenamiento de Energía: Galardonados en Australia, donde la demanda de sistemas residenciales de baterías e inversores solares híbridos continúa creciendo, a medida que los propietarios buscan mayor independencia y resiliencia energética.

Estos premios destacan la capacidad de Growatt para ofrecer soluciones solares y de almacenamiento adaptadas a las necesidades específicas de diversas regiones, desde tejados residenciales en América Latina hasta soluciones avanzadas de energía distribuida en Australia y Europa.

Más allá de los premios regionales, Growatt también alcanzó posiciones destacadas en el ranking global de inversores fotovoltaicos 2024 de S&P Global Commodity Insights, donde fue clasificada como:

• Proveedor Nº1 de inversores residenciales
• Top 3 en inversores híbridos
• Top 5 en inversores comerciales a nivel mundial

Liderando la innovación en inversores solares y almacenamiento de energía

El portafolio galardonado de Growatt incluye una amplia gama de inversores solares conectados a red, inversores híbridos para fotovoltaica y soluciones de almacenamiento diseñadas para maximizar la utilización de la energía solar.

La compañía también ofrece plataformas inteligentes de monitoreo y gestión de energía (ShinePhone, ShineServer, ShineTools, OSS) que permiten a hogares y negocios supervisar, controlar y optimizar su consumo en tiempo real.

Con estas plataformas, tanto usuarios como instaladores se benefician de una configuración WiFi sencilla, visualización de consumo propio y tendencias energéticas, además de diagnósticos inteligentes en línea de curvas I-V. Ya sea mediante aplicación móvil o plataforma web, Growatt ofrece una solución integral en una sola aplicación para inversores, sistemas de almacenamiento y cargadores de vehículos eléctricos, garantizando conectividad fluida y una gestión energética más inteligente.

Al combinar inversores fotovoltaicos, sistemas de almacenamiento en baterías y soluciones de carga para vehículos eléctricos, Growatt está moldeando el futuro de los ecosistemas de energía distribuida y apoyando la rápida adopción de sistemas renovables descentralizados. Estas tecnologías permiten a los usuarios reducir su dependencia de los combustibles fósiles, disminuir costos de electricidad y asegurar respaldo energético durante cortes de red, enfrentando así algunos de los retos más urgentes del panorama energético actual.

La entrada Growatt obtiene el premio EUPD Research Top Brand PV por octavo año consecutivo, ampliando el reconocimiento en seis mercados globales se publicó primero en Energía Estratégica.

S-5! compañía dedicada a soluciones de fijación para techos metálicos, se enorgullece en anunciar que su sistema de fijación solar sin rieles PVKIT® ha obtenido la certificación UL 3741. Esta certificación aplica al sistema completo cuando se utiliza con todos los soportes y abrazaderas de S-5!, clips para MLPE y productos de socios autorizados.

Este logro representa el compromiso continuo de S-5! con la seguridad, el rendimiento y la innovación. Las pruebas y evaluaciones se realizaron conforme a la versión más reciente y rigurosa de esta norma.

“A medida que la seguridad de los bomberos cobra mayor relevancia con el aumento de los sistemas solares en techos, el cumplimiento con UL 3741 se está convirtiendo en un estándar habitual—y cada vez más requerido— tanto en proyectos residenciales como comerciales”, señaló Ricardo Barroso, director de Investigación y Desarrollo de S-5!.

“Nuestros clientes lo solicitaron, y nosotros escuchamos. Buscamos esta certificación para respaldar techos metálicos más seguros y una integración solar confiable», agregó.

¿Por qué es importante la UL 3741?

La norma UL 3741 – Estándar de Seguridad para el Control de Riesgos Fotovoltaicos, es uno de los métodos más utilizados para cumplir con los requisitos de rapid shutdow (apagado rápido) del Código Eléctrico Nacional (NEC) de EEUU, enfocado específicamente en reducir los riesgos de descarga eléctrica para el personal del primera respuesta. Evalúa la seguridad del sistema FV completo —incluyendo estructura, cableado y componentes eléctricos— durante situaciones típicas de emergencia como caminar, arrodillarse o golpear accidentalmente el sistema.

A diferencia de otros métodos que dependen de MLPEs con apagado rápido en cada módulo, la UL 3741 permite lograr seguridad a nivel de sistema mediante inversores string con rapid shutdown y un manejo adecuado del cableado. Esto brinda mayor flexibilidad, cumpliendo —o superando— los requisitos de seguridad.

“Nuestro sistema PVKIT superó rigurosas pruebas que validan tanto los componentes de S-5! como los productos de terceros listados con nuestro sistema”, agregó Barroso. “La seguridad de los bomberos es prioritaria, y la UL 3741 garantiza que puedan desempeñar su labor sin riesgos adicionales por sistemas FV en techos.”

El PVKIT de S-5!, ahora con certificación UL 3741, representa una solución ideal para EPCs e instaladores que buscan un sistema de fijación solar para techos metálicos que sea seguro, rentable y conforme al código.

Acerca de S-5!

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

Más información en: es.s-5.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué opina el sector? 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Entre prioridades y anuncios

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

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

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

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

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

Reformas pendientes desde 2018

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Rol del almacenamiento energético

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

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

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

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Avance hacia la apertura de fronteras energéticas

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo se reparten los sistemas BESS posibles ganadores?

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

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

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

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

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

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

Se abren las puertas a futuras adjudicaciones

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Guatemala: iniciar con propósito 

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

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

Costa Rica: visión compartida desde el territorio 

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

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

Honduras: acuerdos para la sostenibilidad 

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

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

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

RedLACME: una red con identidad y sentido 

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

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

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

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

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

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

Entradas FES Perú

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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FES Chile 2025

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

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

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

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

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

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Gira FES 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ofertas económicas – AlmaGBA – Cortesía Aires Renewables

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Desafíos, industria nacional y una infraestructura que acompaña

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Oficina Presidencial para destrabar inversiones

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un sector en crisis que busca reactivarse

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

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

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

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

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

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

La entrada Brasil prepara el terreno para la eólica offshore: “Será a partir del 2030” se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Crece el rol de la inteligencia artificial impulsando la estrategia de los operadores de parques renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La entrada Nuevo marco regulatorio en Perú: qué espera el sector de las licitaciones a la chilena, baterías y PPAs se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada México busca reactivar el financiamiento renovable con metas al 2030, nearshoring y nuevo marco regulatorio se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Los retos que enfrentará Guatemala para la coordinación entre PET-3 y PEG-5: transporte y generación se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

Cronograma base presentado:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyecciones hacia 2026 y 2027

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pipeline de proyectos y Meta RD 2036

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Planeación socioambiental temprana: del papel a la práctica

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

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

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

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

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

Un problema multifactorial que exige coherencia institucional

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proceso legislativo y contexto político-electoral

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Oportunidades y señales positivas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Expectativas de precios y posibles próximas etapas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Entorno político, incentivos y visión a 2030

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Una solución de fijación que cumple con los más altos estándares

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

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

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

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

Eficiencia sin rieles y confiabilidad a largo plazo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Ampace:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Entradas FES Perú

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Próximos pasos de la convocatoria

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

Focos de atención al riesgo en el mercado brasilero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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