Información de Mercado

Generadora Metropolitana —propiedad de AME y EDF power solutions Chile— inició oficialmente la construcción de Dune Plus, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes de Chile, ubicado en María Elena, Región de Antofagasta. 

La iniciativa integra los proyectos Dune y La Pampina: el primero incluye un sistema BESS de 333 MW con una duración de 4 horas, y el segundo una planta fotovoltaica de 186 MWp y un sistema BESS de 175 MW con duración de 4 horas. En conjunto, incorporarán 406 contenedores de baterías, más de 297.000 paneles y más de 150 transformadores, en una superficie total de 186 hectáreas.

Dune Plus obtuvo financiamiento de bancos internacionales bajo una estructura de project finance sin recurso, que incluye un crédito a plazo y garantías asociadas de BNP Paribas Securities Corp., Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, MUFG Bank, Ltd., Société Générale y Sumitomo Mitsui Banking Corporation, además de un crédito IVA otorgado por Banco de Crédito e Inversiones.

“Con este proyecto reafirmamos nuestro compromiso con la descarbonización, entregando energía limpia y fortaleciendo la seguridad del sistema. Dune Plus marca un hito para Generadora Metropolitana, no solo por su escala y complejidad, sino también porque cuenta con respaldo financiero internacional que nos permitirá consolidar nuestro crecimiento, capacidad de almacenamiento y liderazgo en la transición energética en Chile”, señaló Diego Hollweck, CEO de Generadora Metropolitana.

La energía de Dune Plus abastecerá un contrato de 15 años y 1.000 GWh con Codelco, una de las compañías mineras más grandes del mundo, y será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Cesar Norton, presidente de AME, afirmó: “El lanzamiento de Dune Plus reafirma la capacidad de Generadora Metropolitana para entregar proyectos complejos que combinan innovación, sostenibilidad y visión de largo plazo. Es una prueba concreta de cómo Chile puede liderar la integración de energías renovables y almacenamiento a gran escala, fortaleciendo su competitividad y seguridad energética. En AME seguimos comprometidos con impulsar iniciativas que eleven los estándares de la transición energética y posicionen a Chile como un actor clave global”.

EDF power solutions Chile destacó el impacto del proyecto, que refleja la experiencia industrial de la compañía. Joan Leal, CEO de EDF power solutions Chile, enfatizó que “Dune Plus es un ejemplo concreto de nuestra visión y capacidad para impulsar proyectos innovadores y de gran escala que aportan de manera real a la transición energética. A través de esta asociación, reafirmamos nuestro compromiso de apoyar a empresas estratégicas como Codelco en su proceso de descarbonización y de construir un sistema energético más seguro y sostenible”.

Especificaciones técnicas:

El proyecto Dune Plus incluye una capacidad total de almacenamiento de 509 MW / 2036 MWh (4h).

Está compuesto por un Sistema de Almacenamiento de Energía (ESS) independiente ubicado dentro de CEME1 (Dune BESS, 333,5 MW / 1.334 MWh) y por una Planta Renovable con Capacidad de Almacenamiento (CRCA) llamada La Pampina, que integra una planta fotovoltaica de 186 MWp junto con un sistema de almacenamiento de 175,5 MW / 702 MWh (4h).

Además, incluye una sala eléctrica de 33 kV para la interconexión con CEME1, la planta solar de Generadora Metropolitana, lo que permitirá una operación integrada del sistema.

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Guatemala ajusta su política energética con una visión clara: corregir el rumbo del Programa de Expansión de Transmisión 3 (PET-3) e iniciar el despliegue del Programa de Expansión de Generación 5 (PEG-5). Ambos instrumentos se posicionan como claves para una transición energética sólida, centrada en una red eléctrica confiable y una matriz diversificada.

En este contexto, el viceministro de Energía y Minas, Juan Fernando Castro Martínez, afirmó a Energía Estratégica: “Sin transmisión no hay transición, es fundamental”, subrayando que el país debe fortalecer su infraestructura para sostener la política energética y habilitar nueva generación limpia. El funcionario reconoció que la licitación del PET-3 no arrojó los resultados esperados, pero aclaró que se están realizando las enmiendas necesarias.

El PET-3, aunque fallido en su proceso licitatorio, no quedará desechado. Varias de sus obras serán ejecutadas por otras vías. El caso más emblemático es la línea de transmisión hacia Petén, cuya licitación directa por parte del INDE ya está prácticamente lista. Desde el Ministerio aseguran que el proyecto será retomado porque existen mecanismos legales para ello.

El PET-3 fue concebido como un plan integral para ampliar y modernizar el sistema de transmisión eléctrica del país, con obras estratégicas destinadas a fortalecer la conexión entre las regiones norte y centro. Sin embargo, la licitación pública no logró atraer suficiente interés ni ofertas viables, lo que obligó a revisar sus condiciones y dividir su ejecución en etapas más flexibles, recurriendo a mecanismos como la contratación directa, donde la ley lo permite.

Mientras tanto, el PEG-5 ya se encuentra en revisión por parte de los actores del sector. A diferencia de su antecesor, se plantea desde una lógica más pragmática, aprendiendo de los errores pasados. El objetivo es ampliar y fortalecer la infraestructura necesaria para responder a la creciente demanda y habilitar nuevos nodos de generación.

Este nuevo programa se enmarca en el esfuerzo por diversificar las fuentes de generación, integrando proyectos hidroeléctricos, solares y de biomasa, e incorporando criterios técnicos más estrictos desde su diseño. El enfoque preventivo busca evitar fallas como las del PET-3, garantizando desde el inicio la viabilidad financiera y técnica de cada componente.

Desde el Ejecutivo también valoran positivamente el respaldo legislativo. Un grupo de diputados presentó una iniciativa para agilizar la ejecución de proyectos de transmisión. Y, en caso de que no se logre avanzar con licitaciones públicas, se contemplan alternativas previstas por la ley de contrataciones del Estado, como la adquisición directa, siempre bajo procesos transparentes.

De hecho, se espera que proyectos estratégicos como el cierre técnico de los 59 pozos de Campo Chan, así como los trabajos en la fundería, tengan definiciones concretas a inicios del próximo año. Para ello, el Ministerio solicitará un incremento presupuestario, dado que “no hay otro camino”, según expresó el viceministro.

Durante su participación en un foro empresarial, Castro Martínez remarcó que el sector privado será decisivo en este proceso de transformación energética. También hizo referencia al rol histórico del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), entidad que ha impulsado durante décadas la diversificación de las matrices en la región. En el caso de Guatemala, destacó iniciativas como la central hidroeléctrica Chabal y la planta de bioeléctrica San Antonio, que funcionan como ejemplos de innovación y sostenibilidad.

La transición energética de Guatemala está en marcha, aunque enfrenta desafíos operativos y regulatorios. El Gobierno apuesta por corregir procesos fallidos, abrir nuevas rutas legales para la ejecución de obras y establecer alianzas con el sector privado. Con decisiones que ya se encaminan para principios del próximo año, la administración busca consolidar una matriz energética moderna, resiliente y limpia.

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En un contexto de alta competitividad global en el sector solar, la agrovoltaica se posiciona como una alternativa rentable. La tecnología gana tracción en Europa y comienza a abrirse paso en América Latina, mientras los fabricantes responden con soluciones específicas adaptadas a esta nueva demanda.

“La agrovoltaica está muy apoyada y subvencionada por todos los gobiernos, no solo en Europa, sino que ahora va a empezar a ser un referente en América Latina”, aseguró José Oscar Rubio González, director comercial de SL Rack, una empresa fabricante de sistemas de montaje fotovoltaicos que se encuentra trabajando activamente en este segmento.

España es uno de los países que avanza en el marco regulatorio para integrar esta tecnología. Recientemente, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) lanzó ayudas por 77 millones de euros destinadas a 62 proyectos agrovoltaicos, que deberán incluir sensores, parcelas testigo y un seguimiento técnico de cinco años.  

Además, el Ministerio de Agricultura lanzó una consulta pública que incluye a la agrovoltaica en el artículo 9 sobre pagos directos de la Política Agraria Común (PAC), aunque el desafío sigue siendo articular esta tecnología con las ayudas agrícolas tradicionales. 

Si bien el país avanza con proyectos piloto, el sector reconoce que el mercado aún “va un paso atrás” frente a países como Italia, que define metas claras en su PNIEC, o Francia y Alemania, que ya regulan el bienestar animal en los marcos agrovoltaicos. El futuro del modelo dependerá de cómo se articule la regulación energética con la PAC y las necesidades del sector agrícola.

José Oscar Rubí González, director comercial de SL Rack,

Por su parte, América Latina avanza con experiencias en fase piloto. En Chile, se instaló un sistema de 22 kW sobre un huerto de cerezos en Maule de la empresa NobleFruit con la participación de siete instituciones, entre ellas Solar Energy Research Center (SERC Chile); en Colombia, los parques solares Guamo y Numbana integran pastoreo de camuros bajo paneles en proyectos de hasta 9,9 MW desarrollados por Erco Energía y LONGI; mientras que en Uruguay, se desarrolla la primera planta agrofotovoltaica en Durazno, impulsada por la Universidad Tecnológica del Uruguay (UTEC). 

En cuanto al mercado solar fotovoltaico tradicional, Rubí González observa un notable dinamismo en Centroamérica y el Caribe, donde SL Rack ya firmó un proyecto de 55 MW y espera cerrar otros 100 MW antes de fin de año.

“Tenemos muchas expectativas puestas en Guatemala, Panamá, Honduras, El Salvador y, sobre todo, en el Caribe”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica, en el marco de la cobertura de GENERA 2025.

Además, indicó que siguen con atención los avances en Colombia y Perú, mercados donde mantienen una postura expectante. En cuanto a México, afirmó que “es la gran incógnita”, y añadió: “Dependiendo de cómo veamos el mercado, daremos el paso o no”.

Estas proyecciones regionales ya habían sido adelantadas por Rubí González durante su participación en Future Energy Summit (FES), donde analizó el potencial del mercado centroamericano y las oportunidades en grandes plantas solares en Latinoamérica. En esa instancia, destacó la necesidad de adaptar soluciones técnicas a cada realidad nacional.

Revive la entrevista en Future Energy Summit (FES): https://youtu.be/IwWJ4BHHBu8?si=b4wTk_8ftCwMO_eK 

En Europa, la empresa se encuentra ejecutando desarrollos agrovoltaicos de entre 5 y 20 MW, con la mirada puesta en alcanzar los 100 MW en los próximos años. En la región ibérica en particular, el foco está puesto en autoconsumos industriales de menor escala, pero apuestan por dar el salto a utility scale a corto plazo. Además, durante el encuentro FES Caribe, el ejecutivo había asegurado que SL Rack cerró contratos marco con clientes de España, Italia, Alemania y Holanda, lo que les garantiza una base sólida para encarar el año con proyecciones positivas en estos mercados.

Los objetivos para 2026 en Iberia y América Latina son concretos. SL Rack apunta a ejecutar al menos 70 MW, articulando instalaciones adaptadas a las necesidades del modelo agrovoltaico.

“En Europa, y principalmente en el mercado español, el próximo año volveremos a hablar de proyectos utilities que se han dejado de hacer. Los cuales apuestan mayoritariamente por seguidores”, analizó el referente de SL Rack.

Además, destacó que durante el segundo semestre de 2025 ya observan un repunte en el autoconsumo industrial, un segmento donde están trabajando activamente y en el que proyectan expectativas aún mejores para 2026.

Óscar Rubio contó su historia en una entrevista realizada durante Future Energy Summit, la gira de eventos líder en Latinoamérica y España tiempo atrás que Energía Estratégica vuelve a compartir.

Nuevo desarrollo: SL Track, la apuesta técnica para agrovoltaica

Con este panorama, la compañía eligió GENERA para presentar su nuevo desarrollo: el seguidor SL Track, una estructura diseñada para responder a los requerimientos técnicos del modelo agrovoltaico. Se trata de un diseño monoposte que permite una inclinación de hasta 90 grados, lo que mejora la eficiencia solar y optimiza el uso agrícola del suelo.

“Somos el único fabricante que puede ofrecer esa inclinación con un sistema de disco que garantiza una fijación absoluta en cada posición”, explicó Rubí González. Esta característica permite enfrentar con seguridad las condiciones de viento extremo, especialmente en zonas como el Caribe.

La solución es compatible con configuraciones 1P y 2P, adaptándose a cualquier tipo de terreno y manteniendo costes de mantenimiento bajos. Además, la compañía ofrece esquemas de producción flexibles, con fabricación 100 % europea o 100 % china, según el tipo de proyecto.

La estructura admite rotación de hasta 90° en menos de seis minutos, con un rango de movimiento total de 153°. Su diseño premontado y compacto permite un montaje ágil, y es apta para terrenos con inclinaciones de hasta 10°. Cada fila integra motores de 300 W, control inteligente, comunicación inalámbrica y funciones específicas para nieve, tormenta y mantenimiento.

Ficha técnica del producto: https://www.sl-rack.es/fileadmin/user_upload/downloads/Datenblaetter/SL_Tracker/SL_Rack_Tracking_System-Ficha_tecnica-ES.pdf

Como detalle distintivo, la empresa también produce su propia cerveza artesanal, lo que refuerza su identidad de marca y genera cercanía con el cliente en ferias y eventos.

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América Latina y el Caribe enfrentan un desafío estructural: la energía renovable crece, pero la red eléctrica no acompaña. En 2024, se vertieron más de 53.000 GWh por falta de capacidad para evacuar la generación, lo que equivale al 3,2% de toda la electricidad producida en la región. Esos vertimientos significaron una pérdida directa cercana a los USD 7.000 millones. Energía limpia, generada y pagada, que nunca llegó a los usuarios.

Esta situación está lejos de ser excepcional. Con la electrificación del transporte y la industria en marcha, las renovables en expansión y los eventos climáticos extremos más frecuentes, la red ya no es solo un canal de conexión: es el corazón del sistema energético. Pero ese corazón está saturado.

Un nuevo informe del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) plantea que la infraestructura de transmisión debe ser tratada como una política de desarrollo, no solo como un componente técnico del sistema. Las demoras en ejecución, la falta de planificación anticipada y la rigidez de los marcos regulatorios están frenando inversiones y comprometiendo objetivos climáticos.

Para enfrentar este cuello de botella, el estudio recomienda una transformación profunda en la forma de planificar. Se propone dejar atrás los esquemas lineales y centralizados, y avanzar hacia modelos de planificación resiliente, multisectorial y con visión territorial. Esto incluye anticiparse a la demanda futura, incorporar criterios climáticos y articularse con autoridades ambientales, financieras y sociales desde el inicio de los proyectos.

Además, pone sobre la mesa soluciones tecnológicas concretas que hoy están subutilizadas. Las llamadas Grid Enhancing Technologies (GET) —como sensores, automatización y controladores de flujo— pueden aumentar la capacidad de las líneas existentes sin necesidad de grandes obras. Son más rápidas de implementar y menos conflictivas desde el punto de vista ambiental y social. Sin embargo, los marcos regulatorios actuales no las consideran parte de los planes de expansión, lo que desalienta su adopción.

El salto de escala en la red necesita respaldo financiero. Según el informe, la región debería invertir entre USD 6000 y 8000 millones por año hasta 2030 para sostener el crecimiento renovable. A 2050, esa cifra podría triplicarse. Pero los niveles actuales están muy por debajo: en 2022 se movilizaron apenas USD 3300 millones para transmisión.

El problema no es solo fiscal. El modelo de negocio de la transmisión no está atrayendo capital privado, en parte porque los ingresos no son previsibles, los procesos licitatorios son lentos y los esquemas de remuneración siguen anclados en la infraestructura física, sin premiar eficiencia ni desempeño. El BID propone actualizar estos marcos, incorporar mecanismos de mitigación de riesgo y aprovechar instrumentos financieros climáticos.

A esto se suman los cuellos de botella normativos. El licenciamiento ambiental y social sigue siendo uno de los grandes desafíos. La falta de digitalización, los trámites redundantes y la baja capacidad técnica de las autoridades generan incertidumbre jurídica, desincentivan inversiones y dilatan obras clave. Según el estudio, hay oportunidades claras para acelerar sin comprometer estándares, a través de procesos más transparentes, reglas claras y participación temprana de las comunidades.

Por último, el informe pone el foco en la integración energética regional. Conectarse entre países no es solo una cuestión de eficiencia: es una garantía frente a los riesgos climáticos y una herramienta clave para reducir costos. Se estima que una mayor interconexión permitiría bajar hasta un 15% el costo de generación regional. Pero hoy, los avances son marginales. Faltan planificación coordinada, reglas armonizadas y voluntad política.

“Los intercambios transfronterizos se convierten en un componente clave no solo para la eficiencia económica sino para la seguridad energética y la resiliencia del sistema”, advirtieron los autores del informe.

Más allá del diagnóstico, el mensaje es claro: sin transmisión, no hay transición. El informe concluye que invertir en redes no debe verse como un gasto sectorial, sino como una apuesta estructural por un desarrollo económico resiliente, equitativo y territorialmente integrado. La pregunta es si los gobiernos y reguladores de la región están listos para tratar a la red como lo que es: la columna vertebral de la energía del siglo XXI.

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SISENER participa en la edición 2025 del PV Book, el catálogo digital elaborado por Energía Estratégica, con una propuesta tecnológica orientada a resolver los desafíos estructurales de la industria renovable: intermitencia, eficiencia, integración y rendimiento operativo. Con sede en Zaragoza y más de 250 profesionales, la firma española combina su historial como ingeniería energética con soluciones específicas para la nueva etapa de crecimiento renovable global.

El corazón de su propuesta es el diseño de sistemas híbridos inteligentes que integran tecnologías como fotovoltaica, eólica, BESS e incluso hidrógeno verde, ajustándose al potencial energético disponible en cada emplazamiento. Este enfoque permite configurar soluciones adaptadas a entornos con demanda de alta confiabilidad, donde la energía renovable debe operar de forma continua, predecible y segura.

Entre sus principales aplicaciones se destacan los sistemas aislados y los proyectos conectados a red —ya sea en ámbitos industriales o de gran escala—, aportando soluciones donde la integración tecnológica sea clave para reducir emisiones, minimizar interrupciones y mejorar la cobertura energética. El diseño personalizado permite ajustar el tamaño y configuración de las plantas de acuerdo con la disponibilidad de recursos y las necesidades de cada cliente.

Además, la compañía destaca por ofrecer una alta eficiencia y confiabilidad operativa, reduciendo tanto el CAPEX como el OPEX, al mismo tiempo que simplifica la integración con tecnologías emergentes como el hidrógezno verde y sistemas de respaldo.

Uno de los desarrollos más diferenciales de SISENER es SAGLAN, una plataforma all-in-one diseñada en conjunto con SAROEN, pensada para gestionar de forma integral plantas solares, eólicas y de almacenamiento, tanto en la etapa de construcción como en la de operación y mantenimiento (O&M).

Durante la obra, SAGLAN permite un seguimiento detallado del progreso mediante gemelo digital, lo que mejora la planificación, optimiza el uso de recursos y reduce costos asociados a demoras o sobredimensionamientos. En operación, emplea analítica avanzada basada en inteligencia artificial, lo que permite realizar ajustes proactivos y tomar decisiones con base en datos propios, mejorando el rendimiento general del activo.

La plataforma representa una respuesta concreta a la necesidad de contar con herramientas digitales que permitan controlar en tiempo real el comportamiento técnico y económico de cada planta, dotando al desarrollador de mayor autonomía y visión estratégica sobre su operación.

SISENER también incorpora modelización eléctrica avanzada para garantizar que cada planta opere de manera armónica con la red eléctrica. Esto incluye evaluaciones de impacto, coordinación de protecciones, análisis de flujos de carga y dimensionamiento óptimo, lo que permite optimizar los componentes técnicos, evitar errores de diseño y reducir pérdidas eléctricas.

Este tipo de modelado no solo evita sobrecostos por sobredimensionamiento, sino que también contribuye a elegir de forma precisa los equipos que deben instalarse, lo que impacta directamente en el rendimiento final del proyecto. A su vez, permite realizar estudios de expansión y refuerzo de redes, aportando un valor añadido para los desarrolladores que buscan proyectar crecimiento a mediano y largo plazo.

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El Gobierno Federal, a través de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), presentó la “Actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional 3.0” (NDC 3.0), que establece los compromisos de México ante el Acuerdo de París para enfrentar la crisis climática: alcanzar un l 38.5 % de generación eléctrica por fuentes limpias en 2030 y 43.3 % para 2035.

Para ello, se proyecta que entre 2025 y 2030, cerca del 70 % de la nueva capacidad instalada provenga de energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica, acompañada de almacenamiento e infraestructura moderna.

La estrategia se sustenta en el Plan de Fortalecimiento y Expansión del Sistema Eléctrico Nacional 2025–2030, que incluye la ejecución de 21 nuevos proyectos de generación, distribuidos en siete parques eólicos, nueve solares y cinco de ciclo combinado, además de una serie de desarrollos tecnológicos en baterías y sistemas de almacenamiento.

La inversión pública para este plan asciende a 8177 millones de dólares estadounidenses, destinados a 275 nuevas líneas de transmisión y 524 obras adicionales en subestaciones eléctricas, lo que permitirá fortalecer la Red Nacional de Transmisión y mejorar la calidad y cobertura del servicio. Con estas obras, se estima que se beneficiarán 50 millones de personas en diferentes regiones del país.

Además de ampliar la generación limpia, la NDC 3.0 enfatiza la necesidad de retirar progresivamente las centrales convencionales de bajo desempeño ambiental, como parte de una transición justa. El documento señala que se desarrollará un plan para la sustitución estratégica de centrales termoeléctricas, que incluirá la remediación de suelos contaminados, el manejo seguro de materiales peligrosos y garantías para la seguridad del personal y las comunidades.

“Identificar oportunidades para la sustitución progresiva del combustóleo por gas en la generación de electricidad” es una de las acciones contempladas, en línea con la necesidad de disminuir la intensidad de carbono del sistema.

En paralelo, se impulsa la generación distribuida como vía para descentralizar la producción de energía y empoderar a las comunidades. La NDC establece metas concretas para incrementar esta tecnología en usuarios comerciales y residenciales de baja tensión. Esta estrategia se complementa con un programa de instalación de paneles solares para viviendas en el norte del país, enfocado en la democratización del acceso a energías limpias.

En el marco del Plan México, se integrará un portafolio inicial de 100 proyectos orientados a la ampliación y modernización de la red eléctrica. A su vez, se implementarán programas de acceso universal a la energía, con el fin de llevar electricidad a más de 500,000 hogares para 2030 y alcanzar una cobertura nacional del 99 %.

La dimensión industrial también ocupa un lugar central en la estrategia nacional. La NDC 3.0 propone mejorar el desempeño ambiental del sector productivo mediante medidas como la electrificación de procesos industriales, el uso de fuentes biogénicas y combustibles alternativos, y el fortalecimiento de la eficiencia energética y la circularidad de materiales.

El Gobierno subraya que estas transformaciones se llevarán a cabo en estrecha colaboración con el sector privado, promoviendo la modernización tecnológica e impulsando soluciones innovadoras que contribuyan a reducir la huella ambiental.

Además, el plan advierte que México está aumentando a una tasa de 3.2 ºC por siglo, más rápido que el promedio mundial, lo cual representa una llamada de atención para actuar con urgencia. En ese sentido, la transición energética se presenta no solo como una medida climática, sino también como motor de desarrollo económico, justicia social y soberanía energética.

En conjunto, la NDC 3.0 articula una política climática que apuesta por un modelo energético renovable, inclusivo y tecnológicamente avanzado. Con metas concretas, inversiones claras y una visión de largo plazo, México reafirma su compromiso por la transición energética.

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 Los 37 aerogeneradores de última tecnología que conformarán el parque eólico Caravelí, el más grande de la región Arequipa, llegaron al Perú desde China y México hasta el puerto de Paracas, informó la compañía Celaris Energy. 

La CEO de Celaris Energy, María del Pilar Matto, señaló que el proyecto avanza conforme al cronograma establecido y ha superado el 56 % de ejecución, consolidándose como la iniciativa de generación eólica de mayor escala en Arequipa. La ejecutiva indicó que este arribo refleja el compromiso de la compañía con el desarrollo de infraestructura renovable de gran escala y alto impacto bajo estándares internacionales, contribuyendo de manera decisiva a la transformación estructural del sistema energético peruano.

“Esta operación constituye un desafío logístico de alta complejidad, debido al traslado de componentes de gran dimensión a lo largo de más de 342 kilómetros de rutas con condiciones geográficas y operativas heterogéneas. Su ejecución ha demandado una planificación detallada, una articulación interinstitucional eficiente y la aplicación de capacidades técnicas especializadas necesarias para desarrollar infraestructura renovable de gran escala, como lo es Caraveli”, resaltó Matto.

La ejecutiva señaló que el proyecto ubicado en el distrito de Lomas, provincia de Caravelí es uno de los desarrollos de energía renovable en ejecución más relevantes en el Perú, pues demandará una inversión de alrededor US$ 240 millones, para lograr una capacidad instalada de 218 MW, lo que permitirá una generación estimada mayor a los 600 GWh anuales. 

“Este hito marca una nueva etapa en la diversificación de la matriz energética del Perú, impulsando un modelo más limpio, competitivo y alineado con los objetivos de descarbonización nacional. Para nosotros, es motivo de orgullo aportar al desarrollo del Perú con infraestructura moderna y sostenible, capaz de generar valor económico, social y ambiental en el largo plazo”, afirmó Matto.

Finalmente, la CEO de Celaris Energy destacó que el parque eólico Caravelí operará con energía certificada bajo el estándar International Renewable Energy Certificate (I-REC), un sello reconocido a nivel global que acredita el origen 100 % renovable de la generación eléctrica. Esta certificación respalda la trazabilidad y transparencia del proceso, garantizando que cada megavatio producido proviene de fuentes limpias y está libre de emisiones de gases de efecto invernadero, reafirmando así el compromiso de la compañía con una operación responsable y sostenible.

Datos:

• En 2025, Perú cuenta con 10 parques eólicos en operación, que en conjunto suman una capacidad instalada de 1.015 MW.
• Estas centrales eólicas se ubican principalmente en la costa y sierra del país, en regiones como Ica, La Libertad, Piura y Arequipa.
• La energía eólica aporta 6,5 % de la matriz eléctrica nacional.
• El Perú tiene un potencial eólico de 20 GW, del cual solo se aprovecha el 5 %.

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El sistema eléctrico atraviesa una evolución sin precedentes, impulsado por dos transformaciones simultáneas: la penetración masiva de recursos distribuidos, que exige una operación mucho más compleja con un papel central de la digitalización, y un aumento histórico de la demanda eléctrica que se evidencia por el aumento de las solicitudes de acceso y conexión. Este es el contexto que han descrito los participantes en la jornada organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (aelēc) en Genera 2025.

La presidenta de aelēc, Marina Serrano, inauguró la jornada subrayando que vivimos un momento crítico para el éxito de la transición energética. A continuación, consultores de EY y del IIT presentaron un estudio que proyecta la demanda eléctrica y las necesidades de inversión en redes de distribución en España para la próxima década.

El informe señala que la demanda podría crecer entre un 33% y un 54% en 2030 respecto a 2025, impulsada por la electrificación industrial, el vehículo eléctrico y nuevas demandas, como las de los centros de datos. A su vez, las necesidades de inversión en red se sitúan entre los 4.500 y 6.300 millones de euros anuales a 2030, niveles de inversión coherentes con el límite establecido en el proyecto de Real Decreto del Gobierno anunciado en septiembre.

La primera mesa de debate, ‘Electrificación y redes: un binomio para el crecimiento económico’, permitió a la industria y a los centros de procesamiento de datos (Pedro González, Director General de AEGE y Begoña Villacís, Directora Ejecutiva de Spain DC) exponer el desafío que supone para su competitividad el acceso y conexión a las redes. Las distribuidoras, por su parte, representadas en esta mesa por Irene Bartol, Secretaria General de ASEME y Marta Castro, Directora de Regulación de aelēc, subrayaron que la electrificación sólo será viable si se acometen inversiones urgentes en digitalización y refuerzos de capacidad.

Asimismo, insistieron en que más del 80% de los nudos de distribución están saturados y que, sin un marco retributivo alineado con la realidad inversora no será posible absorber nuevas cargas industriales, almacenamiento, autoconsumo ni puntos de recarga. Asimismo, destacaron la importancia de una planificación ágil, de eliminar cuellos de botella administrativos y de avanzar en mecanismos que permitan ordenar y priorizar las solicitudes de acceso y conexión. 

En la segunda mesa, ‘Integración de las renovables y seguridad de suministro’, almacenistas, distribuidores y productores coincidieron en que la seguridad del suministro es pieza clave para mantener el impulso de las energías renovables. También resaltaron la necesidad de dotar al sistema de los medios técnicos y regulatorios que faciliten el control de tensión y garanticen una operación segura y eficiente. Participaron la Subdirección General de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica, AEPIBAL, CIDE, APPA y aelēc. 

José María González Moya (APPA) puso de manifiesto la necesidad de ser diligentes en habilitar a las renovables para que puedan aportar control dinámico de tensión. De hecho, afirmó que desde APPA han propuesto medidas al Operador del Sistema para agilizar la acreditación de las instalaciones. Néstor Cortés (Subdirector General Adjunto de Energía Eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico) destacó que en el corto plazo las prioridades regulatorias deben centrarse en el adecuado funcionamiento de los servicios de balance con el fin de asegurar la estabilidad operativa del sistema. En el medio y largo plazo, subrayó la necesidad de reforzar la flexibilidad y la firmeza del mix energético.

Asimismo, apuntó la conveniencia de avanzar en el diseño de un mercado de capacidad que actúe como complemento del mercado de energía, aportando señales de inversión sólidas y de largo plazo que garanticen la rentabilidad y la adecuada cobertura de capacidad. Todo ello, con el objetivo último de preservar la seguridad de suministro, asegurando al mismo tiempo la plena coherencia con la política energética y los objetivos de transición ecológica. 

Desde AEPIBAL, Luis Marquina destacó el papel creciente del almacenamiento como herramienta estructural para la seguridad de suministro y para la integración eficiente de renovables, señalando que la falta de mercados de capacidad bloquea el despliegue del almacenamiento. Además, comunicó la necesidad de agilidad el proceso de permitting. Por su parte, Leonardo Hervás, de CIDE, apuntó que la integración segura del volumen de renovables previsto exige que la red disponga tanto de infraestructura física como de capacidades operativas avanzadas. La digitalización es básica para las redes, aporta visibilidad de la red y habilita la flexibilidad tanto propia del distribuidor como de usuarios a la red, por lo que da un plus de capacidad sólo por existir. 

Finalmente, Marta Castro, de aelēc, señaló que el control dinámico de tensión es una asignatura pendiente y subrayó la necesidad de implementar sin demora el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a las renovables contribuir de forma activa a la estabilidad del sistema. Adicionalmente, tanto la puesta en marcha del P.O. 7.4 como el cumplimiento de la planificación de herramientas de control de tensión por parte del Operador del Sistema es esencial para reducir al mínimo la operación reforzada, que encarece los costes del sistema y limita la integración renovable.

El encuentro ha servido para que aelēc y el resto de entidades y asociaciones participantes hayan podido ratificar la importancia del diálogo entre todos los agentes como palanca indispensable para una transición energética sólida y competitiva.

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Con una trayectoria consolidada en energías renovables, Growatt integra el PVBook 2025, el catálogo digital de Energía Estratégica que reúne a los principales actores del sector solar. En este espacio, la compañía presenta una oferta compuesta por microinversores monofásicos, inversores string trifásicos y baterías de litio LFP, pensada para atender las necesidades del segmento residencial y comercial con equipos de alto rendimiento, eficiencia y respaldo técnico.

El enfoque de Growatt se orienta a la eficiencia energética, la compatibilidad con múltiples configuraciones y la certificación internacional de sus tecnologías.

En el segmento de microinversores, la compañía ofrece el NEO 2500M-X2, un equipo monofásico con potencia nominal de salida de 2.5 kW, diseñado para operar en un rango de voltaje de entrada de 16 a 60 V. Este modelo soporta una corriente máxima de entrada de 18 A y un rango MPPT de 16 a 55 V, logrando una eficiencia máxima del 96.5% y una eficiencia MPPT del 99.5%. Está optimizado para instalaciones solares distribuidas, ofreciendo seguimiento MPPT independiente por módulo y una arquitectura de fácil integración.

Para proyectos comerciales, Growatt presenta el MID 30-50KTL3-X2, un inversor string trifásico con versiones de 30 kW a 50 kW. Este modelo admite un rango de voltaje de entrada de 200 a 1100 V, con un rango de operación MPPT entre 200 y 1000 V. Soporta corrientes máximas de 32 A o 48 A, con hasta 4 MPPTs, y alcanza una eficiencia máxima del 98.8%, con una eficiencia MPPT del 99.9%. Su diseño robusto y su flexibilidad de configuración lo convierten en una opción confiable para sistemas de mayor escala.

En almacenamiento, la firma destaca la batería Hope 5.0L-B1, una unidad de litio tipo LFP con capacidad nominal de 5.0 kWh y voltaje de 51.2 V. Está diseñada para conexión en paralelo, con más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. Su corriente máxima de carga es de 100 A, y cuenta con certificaciones IEC 62619, UN38.3 y RoHS. Sus dimensiones compactas (440 × 480 × 130.5 mm) y peso de 43+2 kg facilitan su instalación en espacios reducidos.

Estas soluciones están pensadas para integrarse de manera versátil en instalaciones de distinta escala, ofreciendo fiabilidad operativa, eficiencia energética y compatibilidad con los requerimientos técnicos del mercado latinoamericano.

Reconocimientos internacionales y posicionamiento regional

En 2024, Growatt fue reconocida por S&P Global como proveedor Tier 1 de inversores fotovoltaicos, una distinción que considera la solidez financiera y la participación en proyectos bancables. Asimismo, recibió por octavo año consecutivo el premio Top Brand PV de EUPD Research, basado en encuestas realizadas a distribuidores e instaladores en seis mercados, incluyendo América Latina.

Su participación en el 6º Congreso Internacional de Energía, Gas y Petróleo también reflejó su compromiso con la transición energética, presentando soluciones orientadas a la optimización del consumo y la reducción de la dependencia de la red mediante el almacenamiento inteligente.

La presencia en el PVBook 2025, junto a su reconocimiento global y su portafolio tecnológico actualizado, refuerzan el rol de Growatt como un proveedor estratégico para proyectos solares en la región. Su propuesta combina eficiencia, certificaciones internacionales y adaptabilidad, elementos clave para el desarrollo sostenido del mercado fotovoltaico latinoamericano.

La entrada Growatt pisa fuerte en Latinoamérica con soluciones solares para reducir OPEX y escalar proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

Queda menos de una semana para Future Energy Summit (FES) Chile. La ciudad de Santiago será sede por cuarto año consecutivo de la gira de encuentros de profesionales del sector, consolidando su posición como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables y almacenamiento energético.

Bajo la premisa Renewables & Storage, la agenda reunirá a las empresas más influyentes del sector, autoridades de alto rango y actores clave que delinean las decisiones estructurales de inversión y desarrollo en América Latina. De modo que se esperan cientos de participantes y una destacada agenda de networking, donde representantes del sector público y privado intercambiarán posiciones técnicas, regulatorias y de mercado.

¡ENTRADAS DISPONIBLES!

Uno de los momentos más esperados será el panel de CEOs titulado “Visión de los grandes inversionistas del sector energético del Cono Sur”, que reunirá a máximos referentes corporativos para compartir su perspectiva sobre el desarrollo renovable y la integración de sistemas de almacenamiento en la región. Participarán:

• Juan Villavicencio – CEO – ENGIE Chile
• Gianluca Palumbo – CEO – Enel Chile
• Joan Leal – CEO – EDF Power Solutions Chile
• Jaime Toledo – CEO Sudamérica – Acciona Energía
• José Ignacio Escobar – CEO – Colbún
• Moderadora: Fernanda Varela– Directora Ejecutiva – Agencia Polux Comunicaciones

Además, se destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile, quien asistirá al desayuno exclusivo de networking VIP del segundo día del evento, espacio reservado para encuentros de alto nivel entre funcionarios y ejecutivos del sector privado.

El funcionario de la cartera energética chilena se encargará de la apertura de la Experiencia BESS, tecnología que gana protagonismo como pilar operativo de la transformación energética regional, siendo Chile pionera en la materia con más de 1800 MW operativos y la proyección de superar los 8 GW en 2027, que le permitiría anticiparse a metas oficiales.  

Este crecimiento no solo es técnico: también empieza a mostrar resultados económicos concretos. Según fuentes oficiales, la incorporación de baterías ya permitió reducir en hasta USD 100/MWh el costo marginal solar en determinadas subestaciones del sistema eléctrico, un dato que reconfigura las proyecciones de rentabilidad para los nuevos desarrollos.

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El diálogo público-privado continuará durante FES Chile, con un panel de apertura en el segundo día, en alianza con la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), que abordará la visión energética de los gobiernos del Cono Sur, con la participación de:

• Mauricio Bejarano – Viceministro de Minas y Energía – Paraguay
• María Helena Lee – Jefa División Planificación Estratégica – Ministerio de Energía de Chile
• Agustín González – Gerente de Eficiencia Energética – Dirección Nacional de Energía Uruguay
• Antonio Milanese – Subsecretario de Transición y Planeamiento Energético – Argentina
• Andrés Rebolledo – Secretario Ejecutivo – OLADE

Otro foco de análisis será el avance de las licitaciones a nivel regional. Por lo que los procesos tendrán un rol clave en la discusión sobre la evolución del mix energético, la bancabilidad de nuevos contratos y la participación de tecnologías de almacenamiento en el sistema.

La edición 2025 de FES Chile también estará respaldada por un sólido grupo de empresas patrocinadoras. Se destacan Sungrow; CATL (firma que será Storage Elite Partner de FES), JA Solar, Huawei Trina Solar, NextPower y empresas como Canadian Solar, Yingli Solar, ZNShine Solar, Nordex, Black & Veatch, Solar Steel, Elecnor Chile y Siemens.

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A ellos se suma el acompañamiento de BLC Power Generation, Forbis, Alurack, Great Power y Generadora Metropolitana, como también aliados estratégicos como GPM, Agencia Pólux, ACERA, OLADE y Generadoras de Chile.

Además, el evento también reafirmará su identidad institucional y compromiso con la equidad. Y cabe recordar que en 2024, Future Energy Summit fue distinguido con el sello «Las Mujeres Suman», otorgado por el Ministerio de Energía de Chile, en reconocimiento a su impulso por la igualdad de género en la industria. 

FES es liderado por un equipo multicultural, integrado mayoritariamente por mujeres profesionales, que trabajan por acelerar la transición energética en América Latina desde una visión técnica e inclusiva.

Con entradas disponibles y transmisión en vivo a través de su canal oficial de YouTube, FES Chile será el escenario donde se construyan acuerdos, se analicen políticas de largo plazo y se tracen las estrategias que guiarán el futuro energético del Cono Sur.

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La entrada Quedan pocos días para FES Chile: los líderes del sector renovable y storage se reunirán en Santiago se publicó primero en Energía Estratégica.

Venios tiene en la Enlit Europe 2025 en sala 5 su stand 5.D90e en el Pabellón Alemán. La feria tiene lugar en el Bilbao Exhibition Center del 18 al 20 de noviembre de 2025, para conectar, inspirar y evolucionar.

La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes.

 Venios está presente en dicha feria para los operadores de las redes eléctricas de distribución de España y otros países europeos, así como para expertos e interesados de en las redes eléctricas inteligentes del futuro. En el marco de la feria estén presentes por parte de Venios durante los tres días de la feria: Dr. Michael Schöpf – Business Development Manager, y Tobias Gierling – Sales Manager LATAM & IBERIA.

Contacto para más información:

Tobias Gierling, gerente de Ventas LATAM & IBERIA de Venios GmbH: Venios.NET

M: +49 173 4234024

tobias.gierling@venios.de

Venios GmbH

Desde 2012, Venios GmbH desarrolla soluciones de software innovadoras como empresa tecnológica, especialmente para la gestión eficiente de los nuevos retos en el suministro de energía. La tecnología central de Venios es la plataforma energética Venios.NET que permite el análisis geográfico y temporal de los sistemas de energía eléctrica y está diseñada para el procesamiento paralelo masivo de diferentes fuentes de datos y modelos (Big Data). El enfoque híbrido combina la información disponible sobre la topología de la red con datos secundarios sobre la zona de suministro relevante y abre así un enorme potencial para aumentar la eficiencia y reducir los costes. Venios ha recibido varios premios por sus enfoques innovadores y desarrolla su actividad a escala internacional.

Venios.NET ya se utiliza en más de 80 aplicaciones en diversos operadores de redes de distribución de cuatro países europeos, así como en Australia y la India. Argentina y Colombia son los primeros mercados de aplicación en América Latina.

www.venios.de

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile con la cuarta edición del encuentro más relevante del sector energético en Hispanoamérica. La cita se realizará el 26 y 27 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago y contará con la presencia confirmada de exministros, funcionarios en ejercicio y altos cargos técnicos de los principales gobiernos del Cono Sur,

El evento tendrá transmisión en vivo a través del canal oficial de YouTube de Future Energy Summit (FES) y, entre los paneles de alto nivel, se destacan los espacios coorganizados junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), donde se abordarán los desafíos institucionales, regulatorios y financieros de la transición energética en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

Durant la primera jornada, se desarrollará un panel de cierre con la participación de los ex ministros de Energía de chile, Claudio Huepe (ocupó el cargo entre marzo y septiembre de 2022), Juan Carlos Jobet (se desempeñó entre junio 2019 y marzo 2022), y Carolina Zelaya, ex Secretaria Ejecutiva (S) de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La conversación, denominada “Prioridades de política pública en materia energética para el futuro Gobierno”, será moderada por Andrés Rebolledo, actual Secretario Ejecutivo de OLADE y también exministro de Energía de Chile, por lo que pondrá foco en los próximos pasos que debiera dar el país para avanzar hacia una matriz más limpia. 

La particularidad es que FES Chile se desarrollará apenas diez días después de las elecciones presidenciales y parlamentarias, marcando una instancia estratégica para analizar las propuestas energéticas de los distintos espacios políticos que aspiran a gobernar el país entre 2026 y 2030.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por otro lado, la segunda jornada del encuentro estará centrada en el almacenamiento con baterías, bajo la premisa #ExperienciaBESS, con un desayuno de networking VIP que abrirá el día junto a Luis Felipe Ramos Barrera, actual subsecretario de Energía de Chile. 

Luego será el momento del Panel 1, titulado «La visión energética de los gobiernos en el Cono Sur», donde se darán cita Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay; Agustín González, gerente de Eficiencia Energética de la Dirección Nacional de Energía de Uruguay; y Antonio Milanese, subsecretario de Transición y Planeamiento Energético de Argentina, nuevamente con moderación de Andrés Rebolledo.

El evento también coincide con un punto de inflexión en el despliegue de sistemas de almacenamiento en la región, de modo que Latinoamérica y el Caribe ya superó los 3 GW de capacidad instalada, impulsada principalmente por sistemas electroquímicos que representan el 60% del total.

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En este escenario, Chile lidera la región con más de 1800 MW de capacidad BESS en operación y se encamina a superar los 2 GW en enero de 2026, cuatro años antes de su meta oficial fijada para 2030.

Y si se suman los proyectos en construcción, la capacidad BESS instalada en Chile podría alcanzar los 8,6 GW en 2027, lo que superaría ampliamente el objetivo de 6 GW al año 2050.

Es decir que será una de las grandes temáticas que se abordarán durante FES Chile, el encuentro que se posiciona como una plataforma esencial para el debate técnico, el análisis político y la articulación empresarial. 

Por lo que las principales empresas de energías renovables, junto a autoridades de primer nivel, se congregarán en Santiago para delinear las tendencias y decisiones que definirán la transición energética en los próximos años.

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La licitación de suministro 2025/01 de Chile sólo atrajo el interés de seis empresas generadoras para abastecer los consumos eléctricos de los clientes regulados entre 2027 y 2030. 

Colbún, Guacolda, BTG Pactual, Enel Generación, Evol Energy y Grenergy presentaron sus ofertas administrativas y económicas el pasado viernes durante el acto llevado a cabo por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y compiten por los 1680 GWh, segmentado en cuatro bloques zonales (norte, centro, centro-sur y sur), y distribuidos en tres bloques horarios. 

“La recepción de propuestas en esta licitación de corto plazo refleja el interés de los actores del mercado por participar en un proceso competitivo y transparente”, manifestó el secretario ejecutivo (s) de la CNE, Mauricio Funes, tras la presentación de las ofertas. 

La licitación de suministro 2025/01 volvió a tener baja competencia a comparación de convocatorias pasadas, aunque sí mantuvo la misma tendencia que se vio en la subasta del 2023 (la misma fue la más baja desde 2013 con sólo 5 oferentes) a pesar de las expectativas existentes en aquel entonces. 

Es decir que se esta licitación será la segunda con menor cantidad de participantes en lo que va de la última década, aunque cabe aclarar que tiene diversas particularidades con respecto a otros llamados y que realiza en un contexto electoral, marcado por vertimientos energéticos, expectativas sobre precios, y un entorno regulatorio aún incierto.

Incluso, la magra competitividad ya había sido anticipada por Energía Estratégica (ver nota), considerando que se trata de una licitación de corto plazo y desde el sector auguraron que los PPAs no estarían apalancados en nueva infraestructura, sino en excedentes de energía o energía des-contratada de portafolios existentes. 

Es decir que se pronosticó que los players naturales serían comercializadoras y proyectos utilities de gran escala, habituadas a operar contratos de mediano plazo y que tienen portafolios que colocan contratos de 4, 6 u 8 años de horizonte. 

¿Quiénes son los oferentes? 

Colbún es uno de los players recurrentes del mercado renovable, de manera que participa con un portafolio diversificado de más de 5000 MW distribuidos en 29 centrales de generación en Chile y Perú. 

Y entre sus hitos recientes se encuentra la operación del parque Diego de Almagro Sur y la entrada en funcionamiento del parque eólico Horizonte, el más grande de Chile, ubicado en Taltal, Región de Antofagasta.

Guacolda Energía, por su parte, cuenta con más de 30 años de experiencia en generación termoeléctrica en Chile. La compañía opera una central con cinco unidades instaladas entre 1995 y 2015, y desde 2021 pertenece a Capital Advisors, tras adquirirla a AES Andes. La propiedad se gestiona mediante El Águila Energy, sociedad chilena creada por Global Infrastructure Partners.

BTG Pactual, firma vinculada al banco brasileño homónimo, se presenta como otro actor internacional en competencia. También participa Evol Energy, el negocio eléctrico de Lipigas, orientado a clientes libres con potencia conectada superior a 300 kW. 

Por el lado de Enel, vuelve a competir en una convocatoria de esta índole tras haber sido la gran ganadora del proceso 2023/01 cuando se adjudicó los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

En aquel entonces, fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro) ya que competía en todos los segmentos de la convocatoria.

Mientras que la española Grenergy completa el grupo de oferentes. Fundada en 2007, esta multinacional desarrolla y opera proyectos solares fotovoltaicos y de almacenamiento, a tal punto en Chile, avanza con la planta híbrida Monte Águila en la Región del Biobío, que contará con 340 MW solares y 960 MWh de almacenamiento, dentro de su plataforma Oasis Central, que proyecta 1,1 GW solares y 3,8 GWh de almacenamiento. 

Próximos pasos

De acuerdo con el programa definido en la Licitación de Suministro 2025/01, la apertura y evaluación de sobres A (ofertas administrativas y técnicas) se realizará el martes 25 de noviembre. En tanto que la apertura de ofertas económicas, con el detalle de las seis empresas interesadas y los precios bloque por bloque, tendrá lugar el viernes 5 de diciembre.

La adjudicación llegará el jueves 11/12, pero en caso de requerirse una segunda etapa de la subasta, se hará un día después, es decir el 12 de diciembre del presente año. Por lo que resultará una señal concreta para medir el interés del mercado y tener parámetros sobre proyectos y precios, en este caso, para el suministro eléctrico a corto plazo en Chile. 

La entrada Seis empresas compiten por 1680 GWh en la Licitación de suministro de corto plazo de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Tras el cierre del proceso de licitación de transmisión PET-3, el Ministerio de Energía y Minas debe trabajar en la preparación del lanzamiento de nuevas licitaciones de transporte eléctrico con el objeto de fortalecer la infraestructura de transmisión y garantizar el desarrollo de la red eléctrica guatemalteca.

Durante el proceso PET-3, la única oferta presentada no completó los requisitos de la evaluación técnica por fallas documentales. Sin más oferentes en competencia, el proceso fue declarado desierto, lo que abre la oportunidad de replantear las condiciones de licitación para atraer una mayor participación.

“No se logró la adjudicación de los proyectos, y el Ministerio deberá buscar los mecanismos idóneos para poder ejecutar las obras en el corto plazo”, sostuvo David Eduardo Cabrera Palomo, presidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE) en entrevista con Energía Estratégica.

Cabrera agregó que Guatemala cuenta con un marco jurídico sólido que contiene mecanismos que respaldan la expansión del sistema de transmisión eléctrica mediante diversas modalidades, por lo que resulta fundamental explorar alternativas que fortalezcan e incentiven la inversión en esta infraestructura.

El MEM ya trabaja en el relanzamiento de la PET-3, que podría incluir condiciones más favorables para atraer inversión privada y dinamizar la expansión del sistema. Desde el gremio, consideraron que este nuevo llamado debe impulsarse con celeridad y completarse con nuevas licitaciones —al menos tres— que permitan reordenar la planificación de transporte, recuperar los proyectos no adjudicados y responder a las necesidades que generará la PEG-5, prevista para el primer trimestre de 2026.

La planificación energética en Guatemala enfrenta una presión creciente. Según datos oficiales, el país deberá duplicar su red de transmisión en los próximos 20 años para sostener el ritmo actual de la demanda, que crece entre 5% y 6% anual, con zonas urbanas que ya muestran incrementos de dos dígitos. A ello se suman los efectos de la industrialización y urbanización, que seguirán impulsando el consumo, así como la necesidad de acelerar los planes de Electrificación Rural.

A corto plazo, la adjudicación de la PEG-5 derivará en la necesidad de obras de refuerzo en transmisión. Esto ya ocurrió con licitaciones anteriores, pero ahora los plazos están más ajustados. De hecho, uno de los lotes incluidos en la PET-3 estaba diseñado para atender las necesidades generadas por la PEG-4, adjudicada hace dos años. El desfase entre ambos procesos evidencia la urgencia de dinamizar el calendario de convocatorias.

Para mejorar la participación privada, AGTE recomendó rediseñar el reparto de riesgos. La PET-3 cargaba con una alta exposición para un solo actor, lo que redujo el atractivo de la convocatoria. La solución no implica que el Estado absorba ese riesgo, sino que desarrolle condiciones más equilibradas y predecibles para los oferentes.

“Creemos que, en la medida en que el riesgo se distribuya de manera más equitativa, los procesos de licitación serán más atractivos, fomentando una mayor competencia y generando condiciones que se traduzcan en mejores precios en las ofertas que se trasladarán a los usuarios finales”, explicó Cabrera Palomo. También sugirió dividir los proyectos en lotes más pequeños, de modo que más empresas calificadas puedan participar, elevando así las probabilidades de éxito.

En paralelo, el Ministerio deberá aprobar en enero el nuevo Plan de Expansión de Transmisión, con horizonte de urgencia a dos años y de planificación mínima a cinco. Este documento, obligatorio por normativa, servirá de base para definir las obras prioritarias. Una vez clasificadas como proyectos del sistema principal, el Estado podrá licitarlas formalmente.

Desde AGTE ya se presentó una propuesta de nodos críticos en los que se visualizan futuras limitaciones, elaborada a partir del monitoreo actual de la red. El listado es un insumo técnico que no reemplaza estudios formales, pero busca apoyar el trabajo del Ministerio y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, con el objetivo de que las necesidades del sector queden reflejadas en la planificación oficial.

“Esperamos que nuestras sugerencias puedan ser tomadas en cuenta en el documento final que debe presentarse en enero”, planteó Cabrera Palomo.

En todo caso, planificar no será suficiente si no se resuelven obstáculos estructurales. El avance de los proyectos de transporte eléctrico sigue condicionado por problemas de permisología, servidumbre y licencias municipales, que extienden los plazos de ejecución en múltiples frentes. Mientras estos cuellos de botella no se atiendan, el crecimiento del sistema de transporte eléctrico seguirá estancado en torno al 1,5% anual, muy por debajo de lo requerido para acompañar la expansión necesaria del sistema eléctrico del país.

La entrada Guatemala relanzará la PET-3 y prepara nuevas licitaciones para reforzar la red de transmisión en 2026 se publicó primero en Energía Estratégica.

ACCIONA Energía anunció la construcción de un proyecto de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 1GWh de capacidad en su complejo fotovoltaico Malgarida (238MWp) en el desierto de Atacama en Chile.

Con puesta en marcha prevista a principios de 2027, será uno de los proyectos de almacenamiento en baterías más grandes de América Latina.

El sistema BESS tendrá 200 MW de potencia y 1 GWh de capacidad, lo que significa que podrá suministrar 200 MW de energía durante cinco horas. Esto permitirá almacenar, gestionar y despachar la energía fotovoltaica producida en Malgarida a distintas horas, garantizando que la energía limpia generada por la planta durante el día también pueda utilizarse por la noche. De este modo, el sistema contribuirá a reducir la dependencia de los combustibles fósiles y las emisiones de CO₂ asociadas.

Con la batería de Malgarida, ACCIONA Energía contribuirá a optimizar la gestión de la energía renovable en Chile, donde cuenta con una capacidad instalada total de 922MW repartida en tres parques eólicos –Punta Palmeras (45MW), San Gabriel (183MW) y Tolpán Sur (84MW)– y cinco plantas fotovoltaicas: El Romero (246MWp), Usya (64MWp), Almeyda (62MWp) y Malgarida (238MWp).

La compañía también está desarrollando una cartera de tres proyectos de almacenamiento de energía en baterías por un total de 1,5GWh, vinculados a sus plantas fotovoltaicas en Chile. Aprovechando la importante reducción de costes y el gran potencial de la tecnología de almacenamiento, ACCIONA Energía impulsará un uso más eficiente de la abundante generación solar diurna del país, permitiendo que se utilice cuando la demanda energética lo requiera.

Los sistemas BESS a escala utility desempeñan un papel fundamental para facilitar la integración de las energías renovables, permitiendo el suministro de energía limpia durante los picos de demanda y fortaleciendo la seguridad del suministro eléctrico nacional.

La entrada ACCIONA Energía instalará un proyecto BESS de 1 GWh en el desierto de Atacama se publicó primero en Energía Estratégica.

El Gobierno de Colombia, a través del Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), liberó 5000 MW de capacidad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) durante los últimos tres años, una cifra que marca el mayor incremento de espacio disponible en la red eléctrica del país, depurando de la red proyectos inciertos.

De acuerdo con la UPME, hasta agosto de 2024 se habían depurado 54 proyectos de conexión que representaban 3155 megavatios (MW) de capacidad de generación eléctrica. Durante 2025 se sumaron 47 adicionales, con más de 1.400 MW, resultado de un proceso técnico y riguroso que evaluó el avance real de cada proyecto y su cumplimiento con la normativa vigente.

En total, 101 proyectos revisados permitieron recuperar cerca de 5000 MW, equivalentes al 25% de la capacidad eléctrica instalada del país. Este logro representa un hito para el sector energético colombiano, al liberar espacio en la red de aquellos proyectos que, luego de años, no avanzaron en su proceso de desarrollo. Esta depuración aunada a procesos de aplicación mucho más rigurosos permitirá el ingreso de nuevos proyectos de generación y consumo de energía limpia, fortaleciendo la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional y consolidando los avances hacia una Transición Energética Justa y sostenible.

El proceso fue coordinado por la UPME con el apoyo de XM, las empresas transportadoras de energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Las entidades identificaron proyectos que, pese a contar con aprobaciones previas, no registraban avances ni cumplían con los requisitos establecidos, lo que permitió recuperar capacidad ocupada y optimizar la operación del sistema eléctrico.

“Con esta liberación eliminamos cuellos de botella y abrimos espacio para nuevos proyectos de fuentes limpias, lo que contribuye a una red más segura y eficiente”, explicó Manuel Peña Suárez, director (e) de la UPME.

Esta medida se enmarca en el Plan 6 GW+, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía orientada a modernizar la red eléctrica, actualizar estudios técnicos y liberar capacidad comprometida en proyectos sin desarrollo.

Esta cartera aclaró que la liberación no afecta proyectos activos, sino que recupera espacio de iniciativas sin avances reales. El proceso mejora la transparencia en el sector y ofrece mayor certeza a inversionistas, comunidades y empresas.

“Durante la investigación exhaustiva descubrimos situaciones inaceptables: muchos proyectos con puntos de conexión asignados desde gobiernos anteriores no mostraban avances reales. Eran proyectos de papel, presentados solo en Power Point, que durante años bloquearon el ingreso de verdaderas soluciones energéticas al Sistema Interconectado Nacional. Adicionalmente, encontramos empresas que intentan acaparar la capacidad de transporte y los puntos de conexión en la red, presentando decenas e incluso cientos de aplicaciones de puntos de conexión”, afirmó el ministro Edwin Palma.

El funcionario agregó que “como no costaba nada el ingreso o la presentación de ese proyecto, pues era fácil hacer una suerte de carrusel en los puntos de conexión y nosotros tomamos una determinación con firmeza en este gobierno de liberar, entre antes de mi llegada y posterior a esta, cerca de cinco gigavatios de capacidad de puntos de conexión en nuestra red para que entren proyectos de verdad”.

La entrada Gobierno de Colombia libera más de 5000 MW de la red para nuevos proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Christopher Atassi Morales, CEO de Solar Steel, participó del encuentro Future Energy Summit (FES) Perú y aseguró que la compañía alcanzó más del 30% de participación de mercado en Perú, posicionando al país como su tercer destino más relevante a nivel global. “Somos líderes, es nuestro tercer mercado más importante”, manifestó el ejecutivo.

Este nivel de penetración responde a una trayectoria que comenzó en el país en 2012, cuando la empresa participó de los primeros proyectos solares a gran escala.

Atassi Morales recordó que “Tacna y Panamericana fueron dos de ellos, y los primeros en contar con trackers suministrados por nosotros. Ahí empieza nuestra relación con Perú y con el mercado fotovoltaico”.

Solar Steel ingresó al país con un suministro inicial de 40 MW, una cifra que, aunque hoy pueda parecer menor, representaba un hito en su momento. El ejecutivo apuntó que “en 2015, hablar de 40 megas era otra dimensión”. A modo de comparación, remarcó que dos años antes de eso, la planta más grande de Europa tenía apenas 26 MW.

Revive la entrevista completa con Christopher Atassi, CEO de Solar Steel, aquí: https://www.youtube.com/watch?v=3QG11FIi314 

Desde entonces, la presencia de la compañía se ha mantenido constante en el país, gracias a una estrategia basada en la cercanía con sus clientes y en la experiencia local acumulada. El CEO expresó que la relación con Perú se consolidó porque “a veces tienes feeling con un país, como es el caso con el mercado peruano”.

Mirando al futuro inmediato, la meta es ambiciosa: superar los 1.000 MW de suministro acumulado en 2025 en el país. Parte de ese crecimiento está vinculado al proyecto CSF Illa, que se posiciona como el más grande del país y uno de los de mayor escala en Latinoamérica. Este parque solar, de 472 MWdc (396 MWac), desarrollado por Inver Renewable Management, contempla el suministro por parte de SolarSteel de más de 6.800 seguidores solares 1P, que soportarán más de 740.000 módulos de alta potencia.

Estabilidad, almacenamiento y estrategia frente a la competencia

Atassi Morales señaló que uno de los elementos diferenciales de esta nueva etapa del mercado es la incorporación del almacenamiento como tecnología disruptiva. Explicó que su madurez tecnológica coincide con el despliegue renovable en Perú, lo que permite planificar de manera más eficiente el desarrollo del sistema energético.

Además, destacó que Perú tiene la posibilidad de anticiparse a problemáticas que ya se vivieron en otros países. En ese sentido, afirmó que “Perú tiene la oportunidad de adelantarse a otros países si apuesta por un marco regulatorio estable y una planificación energética clara”.

El CEO también hizo hincapié en la importancia de la seguridad jurídica para atraer inversiones. Subrayó que “el dinero es miedoso, y la inseguridad puede frenar el despliegue renovable”, y asu vez, valoró las condiciones naturales del país.

En cuanto a las particularidades del mercado local, el especialsita explicó que uno de los principales desafíos operativos tiene que ver con la logística. Comentó que, si bien Perú ofrece proyectos de gran escala, eso también implica una mayor complejidad en términos de despacho, tramitaciones portuarias y coordinación operativa.

Gracias a más de una década de experiencia en el país, Solar Steel ha podido sortear estas dificultades de forma eficaz. Según detalló, esa experiencia acumulada actúa como una garantía de éxito: permite anticiparse a los problemas, aunque —reconoció— nunca se está completamente exento de ellos.

Sobre el entorno competitivo, el CEO de Solar Steel expresó que la compañía se prepara para mantener su posición de liderazgo. “Vivimos en un entorno competitivo y nuestra misión es competir primero contra nosotros mismos”, indicó y agreegó que disfrutan de la competencia, que la ven como una motivación y una forma de mejora continua.

En esa línea, reafirmó que seguirán su propio camino estratégico: “Vamos a ir por todo y a mantener esta cuota de mercado, haciendo las cosas como creemos y a nuestra manera”.

El caso peruano, en comparación con otros mercados donde opera la compañía, presenta ventajas específicas. El ejecutivo destacó que es un país dolarizado, con precios energéticos competitivos y con un balance oferta-demanda relativamente estable. Estas características lo convierten en un destino atractivo para inversiones en infraestructura energética.

En la visión global de la empresa, España se mantiene como su mercado principal, seguido por Latinoamérica, donde Chile y Perú son los focos más fuertes. “Nos sentimos muy cómodos en Perú, es nuestra segunda casa, y esta nueva etapa nos anima a ser todavía más ambiciosos”, aseguró.

Al cierre de la entrevista, Atassi Morales proyectó sus expectativas hacia la próxima edición de FES Perú. “Lo primero que me gustaría contar es que seguimos igual de activos y con un mercado mucho más grande dentro del Perú”, expresó. Además, deseó que las energías renovables se mantengan como tema prioritario para el país y que Solar Steel siga consolidando su liderazgo.

La entrada Solar Steel alcanza el 30% del market share en Perú y lo posiciona como su tercer destino global se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más de 60 años de trayectoria en el sector energético, Amara NZero consolida su liderazgo como proveedor estratégico en la región. Desde su participación en el PVBook 2025, el cátalogo digital elaborado por Energía Estratégica, la compañía posiciona su modelo de negocio como una solución integral para el desarrollo de proyectos de energía solar en México y Latinoamérica, articulando distribución de materiales, servicios EPC y almacenamiento inteligente.

El modelo operativo de Amara NZero está diseñado para atender tanto proyectos de generación distribuida como a gran escala, optimizando costos y tiempos de ejecución, gracias a la integración vertical de sus servicios. Desde la empresa remarcan que su propuesta se basa en garantías técnicas, materiales confiables y adaptabilidad a cada cliente.

Uno de los casos que refleja este enfoque es el proyecto de almacenamiento energético en la Riviera Maya, donde grandes hoteles —altos consumidores de energía— han confiado en la compañía para implementar soluciones BESS. 

En estas instalaciones, se almacena energía durante horarios base de bajo costo, que luego se utiliza durante los picos de demanda para reducir hasta un 30% el costo energético.

Además de la optimización tarifaria, los sistemas BESS proveen respaldo ante intermitencias, garantizando el funcionamiento de servicios esenciales. Desde la firma subrayan que la solución también permite mejorar la calidad de energía, integrar fuentes renovables, y conectar estaciones de carga para electromovilidad.

El proyecto implementado en Cancún se caracteriza por utilizar baterías de litio-ferrofosfato, con un sistema de refrigeración líquida, equipos Huawei, y una configuración de escala utility. Esta tecnología permite maximizar la eficiencia térmica y operativa, reduciendo riesgos y aumentando la vida útil de los sistemas.

Presencia regional y estrategia técnica

La compañía opera activamente en México y distintos mercados de Latinoamérica, donde despliega su experiencia tanto en la distribución de soluciones solares completas como en el desarrollo de proyectos EPC, especialmente en segmentos como almacenamiento, sistemas solares, microgrids, operación industrial y electromovilidad.

En línea con esta estrategia, la empresa enfatiza la importancia de considerar no solo la inversión inicial de los proyectos, sino también su desempeño económico a largo plazo.

El enfoque integral que propone la compañía no se limita a proveer equipamiento o servicios. Por el contrario, busca alinear los objetivos técnicos con las metas financieras del cliente, diseñando soluciones específicas que respondan a las necesidades operativas de cada sitio.

La entrada Soluciones solares y BESS: la apuesta de Amara NZero para optimizar costos y atraer proyectos energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

Brendan Oviedo, socio de Hernández & Cía, brindó una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES) Perú, donde señaló que el Ministerio de Energía y Minas debe publicar un cronograma oficial y transparente de implementación de la Ley 32249 si para acelerar las inversiones concretas en energías renovables.

El especialista estimó que, con una reglamentación eficaz y oportuna, Perú podría incorporar entre 2000 y 3000 megavatios de capacidad renovable al año 2030. Las condiciones macroeconómicas y jurídicas ya están dadas, pero que se requiere una última pieza normativa para destrabar los desarrollos.

“Se le ha pedido al Ministerio un cronograma público para poder dar predictibilidad y transparencia a este proceso. Muchos inversionistas están a la espera de tener claridad de cómo se va a materializar esa reglamentación para proceder con sus inversiones”, manifestó Oviedo.

Revive la entrevista exclusiva con Brendan Oviedo en el marco de FES Perú: https://www.youtube.com/watch?v=pJ_GbekR3bg

Esta señal permitiría activar nuevos esquemas de contratación, mejorar la estructuración financiera de los proyectos y destrabar una cartera de iniciativas que hoy se mantienen en suspenso. El abogado apuntó que, sin este marco claro, se limita la capacidad del sector para traducir el potencial renovable en inversiones concretas.

Y según datos de la Dirección General de Electricidad, Perú cuenta con una cartera de proyectos de generación con energías renovables no convencionales por más de 13700 MW.

En ese sentido, los tres reglamentos clave que deben ser aprobados están vinculados a licitaciones de distribuidoras, sistemas aislados y servicios complementarios.

El primero ya fue sometido a consulta pública y recibió más de mil comentarios, lo que ha retrasado su revisión. El segundo, que regula la figura del operador independiente para sistemas aislados, estaría próximo a publicarse, según estima Oviedo. Mientras que el tercero mencionado es más complejo, ya que implica la creación de un nuevo mercado, y podría conocerse hacia el último trimestre del año.

Ante este panorama, el sector ha solicitado al Gobierno no solo que publique los reglamentos, sino también los comentarios técnicos recibidos y el cronograma que defina los próximos pasos. Esto permitiría ordenar el avance regulatorio y, al mismo tiempo, fortalecer la confianza de los inversionistas nacionales e internacionales.

“Otorgará una opción de contratación adicional a las que existen ahora en el mercado”, subrayó Oviedo, al referirse al impacto positivo que tendría la entrada en vigor de estos nuevos marcos. Y explicó que con los nuevos contratos que se habiliten, será posible mejorar la estructuración financiera de los proyectos, lo que facilitará su bancabilidad y acelerará su desarrollo.

En concreto, este nuevo esquema no se limitaría a un solo tipo de contrato, sino que ofrecería un paquete diversificado: acuerdos con generadores, usuarios libres y distribuidoras. Eso daría más herramientas a los desarrolladores y permitiría contar con ingresos más predecibles, condición necesaria para obtener financiamiento.

Desde su rol en el estudio legal, Oviedo enfatizó que la Ley 32249 ya representa un avance legislativo relevante, pero que su verdadero potencial dependerá de la capacidad del Estado para reglamentarla a tiempo y con calidad técnica. “Brindará un mecanismo adicional en la estructuración del financiamiento de proyectos renovables”, indicó.

Para Oviedo, el mensaje político y técnico que se emita desde el Gobierno será determinante. La existencia de una hoja de ruta pública y vinculante permitirá, además de atraer capital, demostrar que Perú está decidido a aprovechar su potencial renovable como motor de crecimiento económico.

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El pasado 11 de noviembre de 2025, República Dominicana sufrió el peor apagón total desde 2015, lo que evidenció las tensiones acumuladas en la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) del país. Si bien el evento fue provocado por una falla técnica puntual en la subestación San Pedro de Macorís, su impacto dejó en claro que el sistema requiere ajustes estructurales.

Con una matriz energética cada vez más diversificada y una creciente incorporación de fuentes renovables variables, el desafío no es su presencia, sino garantizar que existan condiciones técnicas, operativas y de respaldo adecuadas para sostener la estabilidad de la red ante eventos críticos.

Durante el evento, la generación solar y térmica colapsó a cero, mientras que la hidroelectricidad se sostuvo en niveles mínimos y apenas un puñado de parques eólicos logró mantenerse en línea, de modo que el sistema pasó de abastecer una demanda de 2978 MW a operar con solo 41 MW. Mientras que el Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) fue activado y retiró 913 MW de carga desconectando 147 circuitos, pero no logró contener el desplome.

Las causas, más allá del punto de falla inicial, estuvieron asociadas a la pérdida de inercia del sistema, a la falta de soporte de frecuencia y a la insuficiente coordinación de las protecciones que permitieron que una perturbación puntual derivara en un colapso generalizado.

Desde A&A Business Intelligence Group, su gerente general, Augusto Bello, explicó que el SENI necesita una actualización integral para operar de forma segura en su nuevo contexto técnico. Según detalló, el sistema eléctrico dominicano no puede seguir funcionando con la lógica operativa de hace seis años, cuando la capacidad renovable apenas superaba los 300 MW.

«Hoy, con más de 2000 MW de energías limpias inyectando a la red —principalmente fotovoltaica y eólica—, la infraestructura y las reglas de operación deben adaptarse para responder a dinámicas más complejas», indicaron.

Una de las propuestas centrales de AABI Group es la incorporación inmediata de al menos 300 MW de almacenamiento energético en baterías (BESS). No se trata solo de almacenar energía solar durante el mediodía y liberarla en las horas pico, sino de habilitar una infraestructura capaz de brindar soporte de frecuencia, inercia sintética y respaldo ante eventos de desconexión, aspectos que hoy el sistema no puede garantizar. Bello señaló que los BESS deben ser tratados como una herramienta operativa esencial, no como un complemento tecnológico opcional.

A su vez, el análisis de AABI Group recomendó revisar en profundidad el diseño del EDAC y actualizar la lógica de protecciones del SENI. En opinión de Bello, si este esquema debe activarse con cada evento significativo, entonces ha dejado de ser un mecanismo de última instancia para transformarse en la única barrera entre la estabilidad y el colapso. Según el especialista, este patrón refleja una falta de adecuación del sistema a su nueva matriz energética.

Otra línea de acción propuesta es la redefinición de los requisitos técnicos para nuevas centrales renovables. AABI Group plantea que las futuras instalaciones —y eventualmente algunas ya operativas— cuenten con inversores con capacidad grid forming, capaces de generar su propia frecuencia y tensión, operar en sistemas de red débil y contribuir activamente a la estabilidad. Estas características permitirían que las renovables se integren no solo como fuentes de energía, sino también como recursos que participan en el control y la recuperación del sistema frente a contingencias.

En paralelo, la firma recomendó fortalecer la capacidad de arranque en negro en centrales estratégicas como hidroeléctricas o térmicas, así como modernizar los sistemas de control del Organismo Coordinador. Esto permitiría anticiparse a escenarios de riesgo a partir de pronósticos más precisos y capacidades de respuesta en tiempo real, considerando la variabilidad de generación renovable que caracteriza al sistema actual.

Bello sostuvo que todas estas medidas deberán estar sustentadas por estudios técnicos actualizados. El sistema necesita determinar cuánta inercia mínima requiere para una operación confiable, revisar la disponibilidad de reservas frías y rodantes y analizar si es necesario modificar el Reglamento de Administración del Sistema (RALGE), particularmente en lo que refiere a los márgenes de regulación de frecuencia.

En el contexto de una curva de pato cada vez más profunda —que en 2025 alcanzó una demanda neta mínima de 1.437,99 MW—, el sistema enfrenta condiciones de operación más exigentes. La reducción de inercia, la falta de soporte reactivo y la desconexión de bloques completos de generación revelan la fragilidad actual.

AABI Group planteó que el blackout del 11 de noviembre no debe leerse como una excepción, sino como la consecuencia lógica de una infraestructura que no ha evolucionado al ritmo de la transición energética. Las soluciones están disponibles. El desafío es aplicarlas con rigor técnico, visión de largo plazo y un sentido de urgencia alineado con los riesgos crecientes del sistema.

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El Grupo Banco Interamericano de Desarrollo (Grupo BID) anunció hoy la Plataforma de Aceleración de la Transmisión de Energía (PTAP, según sus siglas en inglés), una nueva iniciativa regional destinada a ayudar a los países de América Latina y el Caribe a ampliar y modernizar sus redes eléctricas y cerrar la brecha de infraestructura.

El anuncio se produjo tras una reunión bilateral entre el presidente del Grupo BID, Ilan Goldfajn, y el secretario de Estado Jochen Flasbarth, del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Acción Climática, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania.

Las autoridades alemanas anunciaron su intención de contribuir con hasta 15 millones de euros (alrededor de US$17.3 millones) a través de la Iniciativa Climática Internacional para apoyar la implementación de PTAP, incluyendo 3 millones de euros (alrededor de US$3.5 millones) para apoyar directamente a los 16 países que participan en la iniciativa Renovables en América Latina y el Caribe (RELAC, según sus siglas en inglés), centrada en alcanzar al menos un 80% de electricidad renovable para 2030.

“La seguridad energética en América Latina y el Caribe depende más que de la generación: depende de contar con una red de transmisión confiable y resiliente. Con el apoyo de Alemania, PTAP ayudará a los países a fortalecer la transmisión, desbloquear inversiones y construir sistemas energéticos más resilientes. El Grupo BID actúa como puente, conectando las prioridades nacionales con el capital global”, agregó.”, afirmó Goldfajn.

«Las redes son la columna vertebral de la transición energética global y esenciales para lograr el objetivo de triplicar la capacidad de energía renovable para 2030. Alemania, junto con socios clave, ha preparado un ´paquete de redes´ para la COP30 y nuestra colaboración con el BID es parte de eso. Como socio de larga data de América Latina y el Caribe, Alemania se siente honrada de contribuir a PTAP y da la bienvenida a la declaración de RELAC sobre redes. Tanto PTAP, como la declaración, apoyan la transición hacia sistemas energéticos resilientes y descarbonizados, brindan oportunidades para el sector privado y mejoran la cooperación regional», dijo Jochen Flasbarth.

PTAP es una plataforma regional que apoya a los países en la modernización y expansión de sus redes eléctricas, mediante la mejora de los marcos de planificación, concesión de permisos, regulación e inversión. Está diseñada para atraer capital privado, reducir los retrasos en los proyectos y conectar más energía renovable a la red.

PTAP, que se presentará formalmente a los gobiernos socios e instituciones internacionales el 15 de noviembre en la COP30, será acompañada por otros tres anuncios clave:

• La Declaración de Belém sobre Redes Eléctricas, respaldada por los países miembros de RELAC, en la que se comprometen a acelerar la transmisión y el almacenamiento.
• El informe insignia Desbloqueando la Red, que describe cómo cerrar la brecha de inversión en transmisión, para lo que se estima requerirá triplicar la inversión anual para 2035.
• Y el apoyo del Grupo BID a los Principios de Financiamiento Climático para Redes Eléctricas Verdes, lanzados por la Iniciativa de Redes Eléctricas Verdes en la COP30.

En la última década, el Grupo BID ha financiado más de US$1.000 millones en proyectos de transmisión y ha apoyado reformas regulatorias en toda la región. PTAP ahora agrega capacidad dedicada para convertir planes en proyectos financiables, vinculando las prioridades energéticas nacionales con los bienes públicos regionales y los objetivos climáticos globales.

El anuncio de Alemania refuerza una alianza más amplia con el Grupo BID en el marco de la International Climate Initiative (IKI), que desde 2016 ha aportado más de 135 millones de euros (alrededor de US$156,4 millones) en apoyo a programas climáticos y naturales en América Latina y el Caribe.

Entre las iniciativas recientes, se incluyen inversiones y reformas en materia de política fiscal, biodiversidad, seguridad hídrica y finanzas verdes, así como el Fondo de Movilización del Sector Privado para el Clima IKI-LAC con BID Invest, un fondo de 46 millones de euros (alrededor de US$53,3 millones), anunciado a principios de este año, que se enfoca en apoyar y movilizar inversión del sector privado en proyectos de mitigación del cambio climático destinados a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en América Latina y el Caribe.

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Colombia atraviesa un momento decisivo para atraer inversiones en generación, almacenamiento y nuevas tecnologías, y el mensaje del Future Energy Summit (FES) de Bogotá evidenció que el país tiene demanda, recursos y oportunidades, pero está enviando señales insuficientes para movilizar capital.

Así lo planteó Raúl Lancheros, director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, quien centró su intervención en el eje: “Lo que realmente acelera o frena la transición es que las reglas para invertir sean claras, coherentes y predecibles”.

En un escenario regional donde competidores directos como Brasil, Chile y Perú actualizan sus marcos normativos para atraer fondos internacionales, Colombia corre el riesgo de quedar rezagada si no fortalece la previsibilidad regulatoria.

Datos recientes muestran la magnitud del desafío y la oportunidad. Según la International Energy Agency (IEA), las inversiones en energía limpia en América Latina alcanzaron los US$ 70 mil millones en 2025, y Colombia estuvo entre los países con mayor crecimiento anual.

Sin embargo, Lancheros remarcó que los inversionistas —locales y extranjeros— requieren claridad sobre los tiempos, criterios y metodologías que la regulación aplicará en los próximos años, especialmente cuando se trata de proyectos con CAPEX intensivo y retornos prolongados.

El directivo explicó que el país ingresó en una etapa de “adición energética”, donde la demanda crece de forma sostenida y obliga a sumar tecnologías diversas: renovables, hidráulicas, térmicas, almacenamiento y nuevas soluciones flexibles.

“La pregunta ya no es si la oferta será suficiente, sino si estamos generando las condiciones para atraer la inversión que realmente necesitamos”, afirmó.

En este marco, ajustar los procesos regulatorios para que las empresas puedan participar con confianza en la próxima subasta del cargo por confiabilidad será determinante para financiar nuevas plantas y asegurar energía firme hacia 2028–2029.

Las resoluciones 66 y 69 —actualmente en discusión— introducen cambios que podrían afectar la energía que los generadores pueden declarar y, por lo tanto, el apetito inversor en el proceso.

Lancheros insistió en que las normas que regulan la expansión deben acompañarse de análisis de impacto normativo sólidos, periodos de consulta adecuados y lineamientos claros que reduzcan la exposición a ajustes posteriores.

Para los agentes, la incertidumbre se traduce en mayores costos financieros, demoras en el cierre de proyectos y cautela por parte de la banca comercial e instituciones internacionales.

Asimismo, mencionó que la modernización del mercado eléctrico es una condición indispensable para activar inversiones en almacenamiento, energías renovables y servicios complementarios.

Señales de precios horarios, esquemas de remuneración acordes para tecnologías flexibles y un diseño que permita capturar el valor real de nuevas soluciones son, en su visión, elementos esenciales para que Colombia resulte competitiva.

“El país tiene ventajas naturales y recursos; lo que falta es actualizar el diseño de mercado para que las nuevas tecnologías puedan cerrar sus modelos financieros”, enfatizó el especialista.

En el FES Colombia se evidenció un consenso transversal: la transición energética avanza cuando el sector privado tiene reglas claras y confianza para comprometer inversiones de largo plazo.

Un estudio del Stockholm Environment Institute (SEI) estimó que el país necesitará más de US$ 92 mil millones en inversiones para cumplir las metas de expansión solar y eólica establecidas en su hoja de ruta hacia 2052.

En 2024 se movilizaron cerca de US$ 9 mil millones solo en proyectos de energías renovables, reflejando un apetito creciente por parte de fondos internacionales, utilities regionales y desarrolladores locales que ven en Colombia un mercado con alto potencial, pero aún condicionado por la calidad de sus señales regulatorias.

Y según Lancheros, estos desafíos no surgieron ahora, sino que responden a una acumulación de señales confusas a lo largo del tiempo: “Desde hace cinco o seis años hemos perdido predictibilidad, y no ha sido solo con este gobierno; es un problema de cumplimiento de agenda regulatoria que se ha venido acumulando”.

Para el director de Asuntos Sectoriales y Regulación de ACOLGEN, la salida no es compleja en términos conceptuales, pero sí exige voluntad institucional: recuperar la disciplina regulatoria, ordenar la agenda de trabajo y enviar señales predecibles que permitan a los inversionistas estructurar proyectos con confianza. Solo así —subrayó— Colombia podrá movilizar el capital que necesita para crecer y asegurar la energía firme del próximo ciclo.

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Canadian Solar anticipa un salto en eficiencia en sus próximos lanzamientos: antes de fin de año comenzará la distribución de paneles solares con potencias de hasta 725 W. Esta evolución responde a una estrategia centrada en aumentar la densidad energética y reducir costos asociados al espacio, la instalación y el mantenimiento.

“Hoy llegamos a potencia de 720 W, pero hacia final de año vamos a estar distribuyendo paneles con más potencia. Esto reduce el área de instalación, que tiene un costo muy significativo en la implementación de los parques. Es uno de los elementos que más limita los desarrollos. Al tener mayor potencia en menor área tenemos mejor densidad de energía, reduce costos de materiales de instalación y de operación y mantenimiento”; aseguró Carlos Burgos, senior sales manager de Candian Solar para Sudamérica, en el marco de Future Energy Summit (FES) Colombia.

Revive el Future Energy Summit (FES) Colombia 2025:

La compañía se posiciona actualmente como un fabricante de soluciones integrales. Con 24 años en el mercado, ha dejado de ser un proveedor exclusivo de equipos, y ahora ofrece un paquete completo para instalaciones fotovoltaicas: paneles, inversores, centros de transformación y sistemas de almacenamiento.

“A final del 2025 se incorpora también la fabricación del vidrio bajo la responsabilidad de Canadian Solar”, indicó Burgos.

A excepción de los marcos, todos los componentes estarán bajo responsabilidad directa de la compañía. Este modelo de fabricación integrada permite ofrecer productos con mayor valor agregado y adaptados a las condiciones específicas de cada proyecto. 

“Esto facilita que en los temas de investigación y desarrollo seamos mucho más ágiles cuando queremos implementar cualquier cambio, mejora o nueva tecnología”, sostuvo el ejecutivo.

Además de aumentar la potencia de sus módulos, Canadian Solar apuesta por tecnologías que mejoren el rendimiento en condiciones desafiantes. La bifacialidad es uno de los avances que mayor impacto genera, permitiendo un incremento de entre el 10% y el 30% en la producción energética según el tipo de superficie. Esta característica se vuelve especialmente valiosa en terrenos con alta reflectividad o áreas limitadas, donde maximizar cada metro cuadrado es fundamental.

El diseño de los módulos también incorpora mejoras en el coeficiente de temperatura y mayor resistencia a la humedad, aspectos determinantes en climas complejos. “La degradación del panel va a ser mucho menor, con lo cual también vamos a garantizar la entrega de energía eficiente y estable a lo largo del tiempo”, explicó el directivo.

Cabe recordar que Canadian Solar busca posicionarse como EPC y fortalecer su presencia en Latinoamérica, acompañando al cliente desde la etapa de ingeniería hasta la etapa de operación y mantenimiento, incluyendo inclusive una gestión de financiamiento.

Particularidades del mercado colombiano: terreno, clima y logística

En el mercado colombiano, las condiciones geográficas representan un desafío técnico y logístico para el despliegue de proyectos fotovoltaicos. La complejidad del terreno, las ondulaciones y la humedad obligan a adaptar las tecnologías para garantizar estabilidad y eficiencia en la instalación. “Las estructuras y los trackers tendrán que avanzar muchísimo porque se tienen que adaptar a las condiciones de terreno que tenemos”, señaló Burgos.

A estas dificultades se suma el acceso limitado a ciertas zonas, lo que implica considerar soluciones logísticas más flexibles. El ejecutivo advirtió que no es viable trasladar contenedores de gran peso a cualquier ubicación. Por ello, insistió en diseñar plantas que sean resilientes desde el inicio, tanto en tecnología como en operación.

En ese sentido, la incorporación de sistemas de almacenamiento resulta clave para garantizar la disponibilidad energética en horas sin sol. Sin embargo, su eficacia depende de un control preciso y anticipado del funcionamiento general del sistema.

 “Necesitamos un instrumento de gestión y control que sea muy eficiente, que pueda anticipar un poco las fallas, que sea muy inteligente en cuánto tenemos de consumo y cuánto tenemos de generación”, remarcó Burgos.

Además, la creciente presión sobre el uso del suelo en Colombia plantea nuevos desafíos. Burgos apuntó sobre una inminente disputa por la tierra, ante el avance simultáneo de proyectos solares y actividades productivas tradicionales. Para mitigar ese conflicto, planteó alternativas como la agrovoltaica, que permite un uso compartido del terreno sin sacrificar rendimiento ni funcionalidad.

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El próximo año será determinante para el desarrollo del hidrógeno bajo en carbono en Brasil. Al menos siete proyectos industriales, que en conjunto representan inversiones por 63000 millones de dólares, tienen prevista su decisión final de inversión en 2026. El país deberá demostrar si está listo para avanzar en la consolidación de esta industria, en un contexto que exige señales claras desde la política energética.

El éxito de estas iniciativas dependerá no solo de la madurez técnica de los proyectos, sino también del marco regulatorio e incentivos que garanticen competitividad frente al hidrógeno gris. Aunque Brasil aprobó el Programa de Desarrollo del Hidrógeno de Bajo Carbono (PHBC), aún está pendiente su reglamentación. El sector espera que esa subasta se concrete durante 2026.

En paralelo, el mercado internacional juega un rol fundamental en la evolución de la demanda. Las subastas de H2Global, que anunciarán ganadores en ese mismo año, definirán quiénes podrán abastecer a Europa con hidrógeno verde o sus derivados. Además, la Organización Marítima Internacional (IMO) evalúa adoptar el IMO Net-Zero Framework, que pondría precio a las emisiones del transporte marítimo, creando oportunidades para combustibles como el metanol y el amoníaco.

Según explicó Luana Gaspar, analista de PSR – Energy Consulting and Analytics, 2026 será un punto de quiebre. “El próximo año será decisivo para definir si este mercado avanzará o no”, afirmó, destacando la importancia de la demanda firme como motor del crecimiento.

Aunque el potencial está, los costos del hidrógeno verde aún superan a los del gris. Sin políticas activas de fomento al consumo, la demanda no se generará de forma espontánea. Por eso, los próximos movimientos de gobierno y mercado son cruciales para convertir el interés actual en inversión concreta.

La COP30, que se está celebrando en Brasil, es vista como una plataforma estratégica para cerrar acuerdos de largo plazo con países que ya incentivan el uso del hidrógeno verde. Para Gaspar, uno de los elementos más relevantes es garantizar que los proyectos cuenten con compradores comprometidos, lo cual puede inclinar la balanza al momento de decidir si avanzar o no.

“La región podrá aprovechar la COP30 para cerrar acuerdos comerciales con países que ya incentivan el hidrógeno, con el fin de garantizar demandas firmes para los proyectos de hidrógeno locales”, señaló la especialista.

La articulación entre instrumentos nacionales e internacionales será clave. Con demanda asegurada, reglas claras y mecanismos de incentivo alineados, Brasil podrá posicionarse como uno de los grandes productores de hidrógeno verde en América Latina. Pero el margen de maniobra es estrecho: el 2026 marcará el momento de decidir si se transforma la oportunidad en realidad.

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

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

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

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

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

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

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

Expansión productiva y operativa global

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de S-5!

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

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

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