Información de Mercado

El sector eléctrico de Perú se encuentra a las puertas de un momento clave vinculado a la aprobación del nuevo reglamento de contrataciones para el mercado regulado basado en criterios de licitaciones. Esta propuesta, que se espera que pronto tenga luz verde, se perfila como un punto de inflexión para una mayor competencia y eficiencia.

Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, considera que el contexto actual ofrece condiciones prometedoras para todas las tecnologías de generación eléctrica compitan en igualdad de condiciones.

Con experiencia directa en la gestión del subsector eléctrico, Roberto Tamayo observa que las futuras licitaciones bajo este nuevo reglamento tendrían un objetivo distinto al de las históricas subastas RER. “Esas subastas tenían el propósito de promocionar las tecnologías no convencionales… que para el año 2008 comenzaban a aparecer como con posibilidades de que en el futuro se vuelvan disruptivas”.

En cambio, el nuevo esquema apunta a fomentar competencia entre todas las tecnologías, mediante contratos de largo plazo que garanticen el suministro a los clientes regulados, similar a lo que ya está vigente pero con mayores oportunidades para la competencia.

“Este es un reglamento que va a posibilitar contratación o licitaciones de largo plazo que si bien ya existen se optimizarían. La ley 28832 en su momento formuló la posibilidad de efectuar licitaciones para el mercado regulado y situaciones que permitieron en principio tener un precio firme, tener la posibilidad de tener contratos a largo plazo y además que podía incentivar la incorporación de nueva inversión de cualquier tecnología, para poder garantizar o coadyuvar la garantía de poder suministrar al regulado por el periodo que digamos en la licitación se adjudicaran”, explicó Tamayo.

Y recordó: “Competían en este modelo de licitación todas las tecnologías, muchos agentes y además era en principio el darle predictibilidad regulatoria, es decir que se trató de darle menos discrecionalidad al regulador. Entonces todos apostaron por esas licitaciones”.

La norma vigente será derogada para dar paso a este nuevo reglamento que ya ha sido objeto de comentarios por parte de los generadores del mercado. “Ahora va a posibilitar contratación o licitaciones de largo plazo… con ciertos detalles, y ya los agentes han estado de alguna manera comentando esto nuevo que se viene”, señaló.

La aprobación del nuevo reglamento permitiría la implementación de licitaciones por bloques horarios, habilitando la posibilidad de ofertar energía separada de la potencia. “Eso es un preámbulo favorable, sobre todo para las solares”, afirmó Tamayo. Con este marco, tecnologías renovables variables podrán participar en condiciones más alineadas a su naturaleza intermitente, y potencialmente, asociarse a baterías para ofertar potencia firme o servicios complementarios.

Para este 2025, Osinergmin proyecta la incorporación de 734 MW de capacidad solar y 1021 MW de centrales eólicas. El desarrollo de estas fuentes, inicialmente incentivado por el Decreto Ley 1002 de 2008 y sus subastas RER, ha evolucionado hacia un escenario donde las energías renovables ya pueden competir en pie de igualdad con otras tecnologías.

«Dadas las condiciones de Perú de tener zonas donde la irradiancia y su ratio de kilovatio hora por metro cuadrado es impresionante, hay el interés por desarrollar más proyectos por ejemplo solares, y también tenemos en Perú las condiciones en algunos puntos focalizados de tener un magnífico viento», destacó.

Desde su visión, las modificaciones introducidas al marco legal y la futura aprobación del reglamento de contrataciones podrían marcar “un punto de inflexión para mayor competencia entre actores, entre tecnologías y que a lo mejor sea posible tener más renovables motivadas para poder estar pronto formando parte del SEIN”.

Como mensaje final, Tamayo subrayó los pilares que deberían orientar toda reforma del marco normativo: competencia y eficiencia. “En principio yo creo que en los mercados hay dos cosas importantes que tienen que siempre monitorearse: la mayor competencia y la eficiencia. Entonces todo marco normativo que se irrumpa o que sea novedoso para todos debe traer esta posibilidad”.

La expectativa está puesta en que este nuevo diseño regulatorio no solo permita la incorporación de más capacidad renovable, sino que también promueva nuevas formas de participación en el mercado, tales como el ingreso de agentes que ofrezcan servicios complementarios con baterías. Un cambio de reglas que, de ser bien implementado, puede transformar la dinámica de competencia y planificación en el mercado regulado peruano.

La entrada Expectativas por la aprobación del reglamento de contrataciones para el mercado regulado en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Con una sólida trayectoria en el mercado español, RWE Renewables Iberia estará presente en FES Iberia 2025 con una hoja de ruta consolidada , que incluye inversiones en repotenciación eólica terrestre, nuevos proyectos solares y una huella renovable ampliada que ya supera los 750 megavatios (MW) .

La compañía se posiciona como uno de los principales desarrolladores y operadores de energías renovables del país , con activos distribuidos estratégicamente y un equipo local de alrededor de 200 profesionales involucrados en todas las etapas del ciclo del proyecto: desarrollo, construcción, operación y mantenimiento.

El repowering como motor de la eficiencia

Uno de los proyectos más destacados de RWE actualmente en marcha es la repotenciación del parque eólico de Muel , ubicado en Zaragoza. El proyecto implica el desmantelamiento de 27 aerogeneradores , cada uno con más de 25 años de antigüedad, y su sustitución por tres aerogeneradores modernos de 6,6 MW , lo que aumenta la capacidad instalada total del parque a 19,8 MW , frente a los 16,2 MW anteriores.

Está previsto que la construcción comience en la primavera de 2025 y concluya a finales de ese mismo año. Esta iniciativa, una de las primeras de este tipo en Aragón, se financia a través del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia de la Unión Europea , en el marco del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia – NextGenerationEU . También se ha firmado un contrato de compraventa de energía (PPA) con un comprador no revelado.

El proyecto refleja una oportunidad más amplia: para 2030 , se estima que 10 GW del parque eólico español alcanzarán los 25 años de antigüedad , lo que creará las condiciones ideales para una repotenciación generalizada y ganancias de eficiencia significativas en todo el sector.

Cartera de proyectos diversificada y en crecimiento

La expansión de RWE en España está respaldada por una amplia cartera de activos eólicos y solares operativos , que incluyen instalaciones de larga data y recientemente lanzadas, así como contratos de energía a largo plazo.

Proyectos eólicos terrestres clave:

• Aldehuelas (47,2 MW)

• Juno (49,5 MW)

• Urano (30,4 MW)

• Luna (49,5 MW)

• Lanternoso (24 MW)

• Plana de Zaragoza (24 MW)

• Rea Unificada (41 MW con PPA de 43,2 MW)

• Grisel, Siglos, Acampo Armijo, Muel (repotenciación 2025), entre otros

Proyectos solares operativos:

• Andasol 3 (49,9 MW)

• Casa Valdés (44 MW con PPA)

• Gazules 1 y 2 (92 MW), entrarán en operación en 2024

• Puerta del Sol, Las Vaguadas

En total, RWE opera más de 750 MW de capacidad instalada en España, lo que supone una contribución significativa a los objetivos de generación de energía limpia y descarbonización del país.

Expansión europea: una huella renovable más amplia

Más allá de España, RWE se expande activamente en mercados europeos clave , como Alemania, Reino Unido, Países Bajos, Polonia e Italia. Actualmente, la compañía gestiona una cartera de energías renovables que supera los 20 gigavatios (GW) en todo el mundo. Entre sus activos más destacados se incluyen parques eólicos marinos en el Mar del Norte , plantas solares a gran escala en Italia y sistemas híbridos con almacenamiento en baterías en Alemania , lo que consolida la posición de RWE como uno de los principales productores de energía limpia del continente.

FES Iberia 2025: Una hoja de ruta compartida

La participación de RWE en el Foro de Estrategia Sostenible FES Iberia 2025 reafirma su compromiso con la transición energética en toda la región. El evento reunirá a líderes del sector, instituciones públicas y promotores de proyectos , con el objetivo de acelerar la transformación energética de la Península Ibérica.

Robert Navarro, Managing Director & CFO de RWE Renewables Iberia , representará a la compañía en el foro, presentando sus avances en repowering, la estrategia operativa en España y la contribución de RWE a los objetivos energéticos nacionales y europeos.

Redes y cooperación: acelerando la transición

Con más de 400 altos ejecutivos y la participación de importantes compañías energéticas de Europa y América Latina, FES Iberia 2025 se consolida como una plataforma clave para la construcción de alianzas .

El evento dará la bienvenida a representantes de actores renovables de primer nivel como EDP Renewables, Repsol, RWE, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, Sonnedix y Elmya , entre otros.

Este entorno de redes de alto nivel es conocido por lanzar nuevas asociaciones y proyectos que mejoran la cooperación regional en el sector de la energía limpia.

REVIVE FES IBERIA 2024 AQUÍ:

La entrada Eólica, solar y repotenciación: RWE desembarca en FES Iberia 2025 con 750 MW operativos en España se publicó primero en Energía Estratégica.

En la actualidad, existen 158 MW de capacidad instalada en Panamá distribuidos entre 5,605 clientes que se acogen al Procedimiento de Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias. Desde la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) insisten en fijar un porcentaje de penetración que determine el máximo de capacidad a instalar en este ámbito y revisar su regulación y fomento. Por lo que, el debate sobre el futuro de la generación distribuida en Panamá vuelve a encenderse.

La Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) expresó su preocupación por limitantes como estas que impiden un crecimiento orgánico y eficiente del rubro fotovoltaico en el segmento residencial, comercial e industrial en redes de distribución. Lo hicieron en una reunión llevada a cabo el pasado viernes 6 de junio en oficinas de la ASEP, donde también expusieron los interrogantes que surgen ante posibles modificaciones regulatorias que amenazan la continuidad del net metering.

Los cambios planteados forman parte de una consultoría contratada por ASEP al Grupo de Mercados Energéticos (GME). “Esto es un impuesto al sol. Lo es”, advirtió Juan Andrés Navarro, presidente de CAPES, en referencia a la propuesta en torno a reemplazar el actual esquema de net metering por uno de net billing.

El origen de dicha consultoría, que se remonta al año pasado y terminaría el 30 de junio de este 2025, fue evaluar el límite de penetración de energía solar en las redes, que inició en un 2% pero que de manera temporal se fue elevando a un 3% y un 4%. Sin embargo, desde la Cámara señalan que el proceso se ha desviado de su propósito original, lo cual genera preocupación. “Nosotros sentimos que están hablando de todo menos de eso. Se está prácticamente utilizando la excusa de que estamos debatiendo por el tema del límite, pero estamos cambiando todas las reglas del juego”, sostuvo Navarro en una entrevista con Energía Estratégica.

Desde CAPES comunican su rechazo técnico y legal a toda propuesta que imponga cargos a los usuarios de generación distribuida solar. Estas medidas, según indican, vulneran la Estrategia Nacional de Generación Distribuida, el principio de confianza legítima –dado que muchos usuarios invirtieron bajo ciertas reglas que ahora se pretenden modificar– y los compromisos internacionales de Panamá en transición energética y justicia climática.

Esto también fue expuesto por la Junta Directiva de CAPES y sus asesores técnicos en la reunión llevada a cabo con la Autoridad y de la que también participaron consultores del GME pero en modalidad remota. Esta instancia fue clave para reiterar las críticas del sector ante la falta de información sustantiva por parte del estudio.

“No hemos visto las datas de parte de ellos que nos diga que estos números que ellos están diciendo que concluyen hacen sentido”, reclama el titular de la Cámara. Además, enfatiza que no existen fundamentos claros que justifiquen la postura de que la generación distribuida acarrea costos adicionales al sistema.

En diálogo con este medio, Navarro destacó que el actual modelo de net metering ha permitido un crecimiento orgánico del sector, a pesar de las barreras existentes. En su opinión, modificarlo ahora sería contraproducente: “El sistema funciona. La energía que tú inyectas te la marca uno a uno y el mercado ha ido creciendo orgánicamente con todo y con las fronteras que hemos tenido que pasar”.

En paralelo, cuestiona la discrecionalidad en la aprobación de proyectos que puede surgir si se adopta el enfoque propuesto por GME. Según el documento preliminar, se contemplaría un tope general de hasta un 10% en casos excepcionales, bajo criterios aún no del todo transparentes.

“Eso sin duda es un peligro jurídico y un peligro para la industria”, afirmó Navarro. “Dejar las cosas a discrecionalidad y no a un regulador me parece que sería un grave error”, subrayó, recordando además que algunas distribuidoras participan activamente en la instalación de paneles solares a través de filiales, lo que podría derivar en conflictos de interés.

Como cambios necesarios más urgentes, el presidente de CAPES puso el foco en los obstáculos burocráticos que enfrenta hoy el mercado panameño. La tramitología actual, señaló, no distingue entre pequeños y grandes sistemas, lo que implica costos y tiempos excesivos incluso para instalaciones residenciales mínimas.

“Si alguien va a instalar un sistema de paneles solares de 1 solo panel, o si es una empresa que va a instalar 400 paneles, tiene que pasar prácticamente por los mismos niveles de burocracia”, describió. El proceso puede tomar entre 45 y 60 días en cada una de las instancias –Bomberos, Municipio y Distribuidora–, lo cual representa un freno para el dinamismo del sector.

Frente a este escenario, la Cámara propone medidas concretas: una evaluación técnica transparente, una mesa regulatoria multisectorial y normas proporcionales que no penalicen al prosumidor. A su vez, destacan la importancia de apoyar el crecimiento de la energía solar como herramienta de eficiencia energética.

“Lo que necesitamos y lo que queremos todos es que impulsen la instalación de energía solar”, enfatizó Navarro. Por eso, desde CAPES mantienen su expectativa sobre el accionar de las autoridades: “Confiamos en la asertividad de la ASEP en pro de los derechos de los panameños”. Y es que, no todo está dicho. Tras la presentación final de la consultora el próximo 30 de junio, se espera que se abra un espacio de consulta pública para considerar aspectos como los que el gremio solar plantea, antes de su aprobación e implementación.

La entrada Vuelve el fantasma del impuesto al sol en Panamá se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina revela la capacidad remanente en las redes de transmisión para la vigente convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

A pesar de la baja con respecto al pasado llamado, la convocatoria unificada del primer y segundo trimestre del 2025 cuenta con más de 750 MW disponibles a adjudicarse, aunque dependerá de la tecnología de los proyectos que se presenten. 

¿Cómo se desglosa esa capacidad? Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor parte se encuentra disponible bajo el mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir, con posibilidad de hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión.

Dentro de ese mecanismo, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscilará entre 752 MW y 952 MW, diferenciados de la siguiente manera:

• Comahue: 96 MW
• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
• Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 72 MW si se tratan de proyectos eólicos 
• Misiones – Noreste Argentino (NEA) – Litoral: 475 MW

Sin embargo, la principal merma se observa en el MATER Pleno (sin restricciones) ya que sólo se podría adjudicar con prioridad de despacho hasta 270 MW corredor integrado por Misiones – NEA – Litoral.

¿Qué sucede con el resto de las zonas? Nuevamente Comahue, provincia de Buenos Aires y la Patagonia (lugares con elevado factor de carga para parques eólicos), o bien el corredor  Centro – Cuyo – NOA (áreas con alta radiación solar) no poseen capacidad asignable para abastecer al mercado entre privados. 

Aunque cabe aclarar que la información mencionada para ambos mecanismos del MATER es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA. Es decir que, el resto limitaciones y puntos de interconexión sí tienen más capacidad de transporte disponible, la mayoría en 132 kV. 

Los ganadores se conocerán al cierre del próximo mes

Los titulares de proyectos interesados en participar en la actualidad tendrán hasta el día lunes 30 de junio de 2025, inclusive, para presentar solicitudes de prioridad de despacho, mediante correo electrónico a la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA (agentes@cammesa.com.ar) con los formularios requeridos y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar 

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

La entrada La nueva convocatoria del MATER de Argentina tiene más de 750 MW de capacidad adjudicable se publicó primero en Energía Estratégica.

Ángela Castillo, directora de Desarrollo de Negocios para LATAM de la Black & Veatch brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, señala que integrar ingeniería temprana desde las primeras fases permite reducir riesgos, ajustar costos y mejorar la bancabilidad de los proyectos de H2V, en un contexto donde la certidumbre regulatoria y la escala adecuada son determinantes para atraer inversiones.

• ¿Cuál es el estado actual de los proyectos de hidrógeno de Black & Veatch?

Somos una de las pocas empresas de ingeniería, procura y construcción (EPC) con experiencia práctica directa, derivada del diseño, estimación de costos y construcción de la primera ola de proyectos de hidrógeno verde. Ya sea en Asia, Reino Unido, Estados Unidos o Chile, los clientes confían en Black & Veatch para ayudar a guiar sus proyectos de primera generación desde las etapas de desarrollo hasta el financiamiento y la construcción. Contamos con más de 200 estudios de ingeniería conceptual (FEL) completados recientemente en todo el mundo y, hasta la fecha, tenemos 245 MW de proyectos de hidrógeno verde completados o en construcción. Por ejemplo, somos el proveedor EPC de Advanced Clean Energy Storage I (ACES I), un centro de hidrógeno verde que se encuentra en fase de puesta en marcha en Utah, Estados Unidos.

• ¿Qué papel juega Chile en el plan de negocios de la empresa? ¿Hay metas previstas para 2025?

Chile es un centro importante para nuestro negocio en América Latina y hemos trabajado de forma continua en el país durante más de 30 años. Hemos colaborado estrechamente con el sector minero del país durante muchos años, especialmente proporcionando soluciones de tratamiento de agua y otras que mejoran la sostenibilidad y confiabilidad de sus operaciones. Más recientemente, estamos viendo un crecimiento al ayudar a los clientes a avanzar en la transición energética.

Nuestra amplia experiencia en toda la cadena de valor energética nos permite mejorar la resiliencia y confiabilidad de los servicios que brindamos. Por ejemplo, si un cliente enfrenta desafíos de intermitencia debido al aumento de la capacidad de generación de energía renovable, trabajamos con él para implementar soluciones de almacenamiento de energía en baterías, condensadores síncronos, o incluso abordar el desafío a largo plazo mediante la integración del hidrógeno verde, que con el tiempo también formará parte de esta matriz energética. Estamos muy enfocados en el cliente, en resolver sus necesidades de manera asequible y sostenible.

• ¿Qué condiciones se necesitan para avanzar con el hidrógeno verde en Chile?

La claridad, el enfoque comercial y regulatorio son fundamentales. Producir hidrógeno verde como fuente de energía a gran escala, aprovechando energía limpia y renovable para dividir la molécula de agua mediante electrólisis, es un mercado nuevo, una industria nueva. Tanto la oferta como la demanda deben incentivarse simultáneamente, y es fundamental que los planes de desarrollo y los socios comprendan plenamente las realidades comerciales desde el inicio. Las preguntas más importantes están centradas en el cliente: ¿quién comprará el hidrógeno?, ¿a qué precio (y cómo mejorará la ecuación de costos a lo largo del tiempo de operación del activo) ?, ¿en qué volumen y cómo lo recibirán?

En particular, para ayudar a avanzar en el desarrollo en etapas tempranas, se requiere certeza regulatoria en los procesos de evaluación y permisos para estos proyectos, ya que actualmente este es uno de los principales cuellos de botella que enfrentan los desarrolladores. Sin reglas claras y procedimientos predecibles, es difícil avanzar con confianza en las etapas iniciales para diseñar instalaciones que generen hidrógeno verde de manera confiable y competitiva, lo cual es otro factor clave para atraer compradores e inversionistas.

• ¿Qué desafíos y oportunidades enfrentan Chile y la región?

Sin duda, existe una gran oportunidad para que Chile aproveche sus recursos naturales y su ubicación estratégica como exportador para avanzar en el desarrollo del hidrógeno verde.

Sin embargo, los desafíos fundamentales que enfrenta el desarrollo del hidrógeno verde en Chile son universales. Producir hidrógeno verde como fuente de energía a gran escala está en sus primeras etapas y el sector está experimentando su primera ola de inversiones.

Los proyectos deben tener una escala adecuada y un nivel de complejidad equilibrado para atraer las inversiones necesarias. La economía detrás de los proyectos de hidrógeno verde debe abordarse claramente desde el principio para mejorar las posibilidades de que el proyecto avance. Demostrar la bancabilidad del modelo de negocio desbloquea la inversión.

Además, dada nuestra experiencia trabajando estrechamente con empresas mineras en Chile, somos particularmente conscientes de los desafíos relacionados con el agua. La selección del sitio comienza con consideraciones de demanda y compradores, pero el suministro de agua también es crucial. El agua es una materia prima clave en la producción de hidrógeno verde. Se requieren aproximadamente nueve litros de agua ultrapura para producir un kilogramo de hidrógeno, una proporción de 9:1.

• ¿Qué importancia/ventajas tiene la ingeniería temprana en el desarrollo/continuidad de los proyectos? ¿Cómo impacta en la mitigación del riesgo de inversión o en los costos del proyecto?

El hidrógeno verde, desde el punto de vista industrial, aún está en sus primeras etapas y escalará y madurará con el tiempo. En términos simples, los proyectos de hidrógeno verde difieren enormemente de la construcción de una planta de energía a gas natural, por ejemplo. Black & Veatch ha participado en más de 80 gigavatios de plantas de energía a gas natural y podemos aprovechar esa experiencia para informar el desarrollo en las etapas iniciales de formación de proyectos.

Comparado con el hidrógeno verde, Black & Veatch es una de las pocas empresas EPC que ha participado en la construcción de instalaciones de hidrógeno verde a gran escala: hay muy pocos ejemplos en todo el mundo. Esto significa que los costos y riesgos deben mitigarse más cuidadosamente proyecto por proyecto, integrando la ingeniería temprana en todo el proceso. Una ingeniería bien desarrollada en etapas iniciales es clave para reducir incertidumbres y mejorar la viabilidad del proyecto. Hacer ajustes durante las fases iniciales es mucho más eficiente y menos costoso que hacerlo en etapas posteriores, donde los impactos pueden ser significativos e incluso poner en riesgo la continuidad del proyecto.

Además, la ingeniería temprana no debe ser excesivamente rígida, ya que debe permitir ajustes en respuesta a posibles cambios futuros en tecnología, regulaciones o condiciones del mercado. La flexibilidad en esta etapa es esencial para garantizar la resiliencia y sostenibilidad a largo plazo del proyecto.

• ¿Cuáles son las perspectivas para 2025 y qué desarrollos podemos esperar de Black & Veatch?

Si tomamos perspectiva, el futuro energético de nuestro mundo depende de una amplia gama de fuentes de energía y materias primas diversificadas, del escalamiento de las energías renovables, del fortalecimiento del almacenamiento y del aumento de la estabilidad de la red. No hay un solo elemento que impulse estos objetivos, sino más bien todo el ecosistema de nuestra industria energética, y el hidrógeno verde puede desempeñar un papel importante como almacenamiento de energía sostenible y a largo plazo.

Nos enfocamos en trabajar en los proyectos adecuados que impulsen la economía del hidrógeno, independientemente de la tecnología. Nuestra experiencia radica en ayudar a inversionistas, desarrolladores y empresas de servicios públicos en Chile a tomar las decisiones de inversión correctas, las elecciones técnicas adecuadas y emplear los mejores modelos de entrega para avanzar en este camino.

La entrada Black & Veatch destaca el rol clave de la ingeniería temprana para optimizar inversiones en proyectos de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) reeligió a Edgardo Volosin (Edenor) como presidente de la entidad, en el marco de la Asamblea General Ordinaria.

La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, refleja la confianza en el trabajo realizado y el valor de sostener una mirada estratégica para afrontar los desafíos del sistema eléctrico nacional.

Volosin iniciará su tercer año al frente de Adeera, con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica y una activa participación en espacios técnicos. Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el compromiso con una transición energética sostenible.

«Agradezco poder continuar en este camino junto a representantes de todo el país. El trabajo colaborativo y la búsqueda de consensos serán fundamentales para seguir impulsando soluciones que fortalezcan al sector», señaló el presidente reelecto.

Acompañarán la gestión los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep); mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.

El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.

La entrada Edgardo Volosin fue reelecto presidente de Adeera por tercer año consecutivo se publicó primero en Energía Estratégica.

La demanda eléctrica en la España peninsular cayó un 0,8 % interanual en mayo , según el último informe mensual de Red Eléctrica de España. En términos brutos, la demanda eléctrica en España para mayo de 2025 se estima en 19.328 GWh, un 1 % inferior al nivel registrado en mayo de 2024. De enero a mayo de 2025 , la demanda eléctrica total alcanzó los 103.067 GWh , lo que supone un aumento del 0,8 % en comparación con el mismo periodo de 2024. Al ajustar los efectos del calendario y las fluctuaciones de temperatura, la demanda muestra un crecimiento más moderado, del 0,3 % .

En lugar de ver esta cifra con preocupación, los actores clave del sector energético proponen interpretarla como un punto de inflexión: una oportunidad para reimaginar el crecimiento y estimular la demanda mediante impulsores emergentes. FES Iberia 2025 se perfila como un foro estratégico para definir estas respuestas. La mesa redonda titulada «Impulso de la demanda y nuevas oportunidades: PPAs, centros de datos y políticas públicas» , programada para el 6 de junio, contará con la participación de líderes del sector, como Spain DC, AEGE y TotalEnergies . La sesión explorará maneras de estimular la demanda de forma estructural, sostenible y económicamente viable.

Centros de datos: la aceleración digital como motor del consumo eléctrico

El sector de los centros de datos se considera cada vez más un pilar fundamental para la generación de nueva demanda. Según Spain DC , la asociación nacional de centros de datos, la capacidad instalada asciende actualmente a 355 MW , pero se prevé que supere los 2.000 MW en cinco años , con una inversión estimada de 58.000 millones de euros para 2030.

Además de ampliar la infraestructura, Spain DC está impulsando iniciativas que se centran en la integración de energías renovables, la eficiencia operativa, el desarrollo de la fuerza laboral y la participación estratégica de las partes interesadas.

Begoña Villacís, directora ejecutiva de SPAINDC, representará a la asociación en FES Iberia , donde presentará el papel del sector en el apoyo a la transformación digital de España y el anclaje de la nueva demanda eléctrica en el proceso.

AEGE: La demanda industrial exige previsibilidad regulatoria

El sector industrial electrointensivo español sigue siendo un pilar del consumo eléctrico nacional. La Asociación de Grandes Consumidores de Energía (AEGE) representa a 30 empresas que operan 89 centrales , que representan el 7 % de la demanda eléctrica total del país.

AEGE pide condiciones regulatorias que posibiliten acuerdos de compra de energía competitivos, contratos de electricidad estables y previsibilidad de costos a largo plazo , todos ellos cruciales para la descarbonización industrial y la competitividad.

Pedro González, Director General de AEGE , intervendrá en FES Iberia, donde se espera que presente propuestas para alinear los instrumentos del mercado energético con las necesidades de las industrias intensivas en energía y facilitar nuevos consumos alineados con el suministro renovable.

TotalEnergies: infraestructura renovable orientada a la demanda futura

En cuanto a la oferta, TotalEnergies está implementando una sólida estrategia para adaptarse a la evolución futura de la demanda. La compañía ya opera más de 1.000 MW de energía solar fotovoltaica en España y está desarrollando más de 4 GW de capacidad adicional en Andalucía, Castilla-La Mancha, Aragón y Madrid.

Uno de sus proyectos estrella es la planta solar Guillena de 263 MW en Sevilla , actualmente la mayor instalación de este tipo operada por TotalEnergies en Europa. Se prevé que genere 515 GWh anuales, cubriendo las necesidades eléctricas de unos 150.000 hogares.

Gonzalo Barba, director general de TotalEnergies en España, presentará en FES Iberia la hoja de ruta de la compañía, destacando cómo se pueden implementar sistemas de generación, almacenamiento e híbridos para respaldar la expansión de la demanda de fuentes industriales y digitales.

Sinergia para reactivar la demanda

Existe un amplio consenso entre estos actores: la reactivación de la demanda eléctrica requiere un enfoque multisectorial. Si bien los centros de datos representan un consumo digital en rápido crecimiento, las empresas industriales buscan previsibilidad de precios a largo plazo mediante contratos de compra de energía (PPA), y los desarrolladores de energías renovables como TotalEnergies invierten en infraestructura escalable y limpia.

FES Iberia 2025 servirá como plataforma para alinear estrategias, intercambiar experiencias e influir en las políticas públicas. Lo que parece una caída a corto plazo de la demanda podría, de hecho, marcar el inicio de un nuevo ciclo, si el ecosistema responde con coordinación, inversión y visión a largo plazo.

De hecho, FES Iberia se ha convertido en la plataforma de networking más influyente del sector de las energías renovables en Iberoamérica. Cada edición promueve reuniones de alto nivel y diálogos estratégicos que facilitan la colaboración y definen nuevas hojas de ruta para el desarrollo de proyectos.

En 2025, la cumbre volverá a reunir a toda la cadena de valor del sector de las energías limpias de España y Latinoamérica, en un entorno diseñado para facilitar acuerdos viables e impulsar la transición energética.

La entrada PPAs, digitalización e inversión industrial: FES Iberia reunirá las claves para impulsar la demanda eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

Fe Energy avanza en su estrategia de expansión en Centroamérica y el Caribe con una visión clara: apostar por tecnologías más eficientes, modelos de hibridación y un desarrollo de proyectos social y ambientalmente responsable con un compromiso de largo plazo con los territorios involucrados.

“Estamos muy presentes tanto en México como en República Dominicana y otros mercados LATAM, la verdad es que estamos muy satisfechos viendo cómo avanza el desarrollo y las oportunidades que se están generando”, afirmó Alberto García Feijo, CEO y fundador de Fe Energy.

En una entrevista audiovisual realizada en el marco de Future Energy Summit (FES), el referente empresario señaló que además de los mercados en los que ya operan, la empresa observa con especial interés en la zona a Guatemala, Puerto Rico y Panamá.

“En general, yo puedo decir que en toda la región el potencial es tremendo”, aseguró. No obstante, advirtió que para avanzar hacia una mayor participación de renovables en la matriz energética, aún es necesario mejorar el marco regulatorio.

Uno de los desafíos recurrentes en los países e islas del Caribe es la limitada disponibilidad de terrenos. Ante este escenario, Fe Energy propone enfoques técnicos y ambientales más refinados.

“Más importante que la cantidad es la calidad de los proyectos”, explicó García Feijo. Subrayó que la evolución tecnológica ha permitido viabilizar proyectos localizados en sitios que antes eran descartados: “La tecnología nos está ayudando mucho a poder llegar a proyectos donde hace unos años era inviable”.

Consultado sobre el potencial de tecnologías emergentes como la agrovoltaica o la eólica offshore, García Feeijo opinó que, si bien hoy no son aún plenamente competitivas en la región, sí “tienen un potencial muy importante”. En el caso de la eólica marina, apuntó que “el potencial es enorme”, aunque reconoció que los retos climáticos deben ser considerados en los diseños.

A mitad de la entrevista, el CEO de Fe Energy se refirió también al papel creciente del almacenamiento. “La capacidad que tengamos de gestión de la energía es muy importante y cada vez está más en boga….”, subrayó.

Según el empresario, más que imponer obligaciones, se debe incentivar la implementación de tecnologías como las baterías y fomentar la hibridación. “La conjunción de la eólica, la solar y la hibridación con baterías son las que nos van a permitir y ya están demostrando que podemos tener una capacidad de gestión en la red como fuentes de energías renovables”.

También remarcó la importancia del relacionamiento comunitario desde las etapas iniciales del desarrollo. “Tenemos que estar más responsabilizados con el uso razonable de los recursos y de los territorios”, dijo. Y agregó: “Eso también tiene que ver con un buen relacionamiento en cada una de las zonas en las que estamos implementados”.

Finalmente, al ser consultado sobre el reciente apagón ocurrido en España, García Feijo destacó que aunque es importante esperar a tener los resultados de los análisis para conocer la causa que lo provocó y que confía que todo se pueda aclarar, debe aprovecharse para aprovechar las lecciones aprendidas. En todo caso, estas situaciones deben servir para reflexionar sobre cómo abordar la transición energética y buscar la resiliencia de los sistemas eléctricos con mayor hibridación de eólica y solar con o sin baterías.

“Tan importante es conseguir generación renovable sin emisiones y competitivo, como un sistema confiable y seguro”, sostuvo. En ese sentido, celebró las buenas prácticas que algunos países del Caribe están adoptando en materia de planificación y seguridad energética. “Hay muchas islas autoenergéticas que están llegando a un nivel de seguridad […] incluso un referente a nivel mundial”, concluyó.

La entrada Fe Energy eleva estándares de gestión de la energía con miras a una mayor penetración renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía (SENER) presentó un avance importante en su estrategia de modernización: la entrada en operación de dos herramientas digitales clave para stakeholders del mercado eléctrico mexicano. Por un lado, se trata del sitio web oficial de la recién instaurada Comisión Nacional de Energía (CNE), nueva entidad reguladora, y, por otro, la Ventanilla de Energía, un portal diseñado para concentrar los trámites del sector bajo un esquema más claro y eficiente.

La CNE inicia sus funciones con una normalización completa de expedientes y procedimientos que habían quedado pendientes bajo la extinta Comisión Reguladora de Energía (CRE). De acuerdo con el Acuerdo publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de junio de 2025, los trámites en curso deberán ser ratificados por los solicitantes para poder continuar ante la CNE, manteniendo las formalidades y excepciones previstas. Esta ratificación evita interrupciones en proyectos cruciales y asegura la continuidad legal y operativa.

En paralelo, la Ventanilla de Energía de la SENER se posiciona como un centro digital único donde los usuarios pueden acceder a información completa sobre cada trámite: requisitos, etapas, costos, tiempos estimados y oficinas responsables. Además, incluye un micrositio que publica los avances en la simplificación de procedimientos, calendarios actualizados y herramientas de apoyo, lo cual promete reducir la carga administrativa y los tiempos de respuesta.

Otro de los objetivos declarados en anuncios oficiales es transparentar los canales de comunicación. La plataforma no solo identifica a las unidades administrativas encargadas de cada gestión, sino que también brinda contactos oficiales, lo que facilita la resolución de dudas y mejora el acompañamiento al usuario. De esta forma, el gobierno federal busca brindar una atención más cercana, clara y eficaz a las empresas y a la ciudadanía.

El despliegue de estas herramientas se inscribe en el marco del sexenio de Claudia Sheinbaum Pardo, durante el cual la SENER, bajo la dirección de Luz Elena González Escobar, ha impulsado una agenda digital que prioriza la eficiencia institucional. Con la creación de la Ventanilla de Energía, se da un paso firme hacia la modernización de la gestión pública, alineada con objetivos de soberanía energética y fortalecimiento del Estado regulado.

Especialistas del sector han comentado que, tras la reforma energética reciente, era indispensable consolidar un marco institucional robusto que permita dar certidumbre a inversionistas y actores privados. Al conjugar una nueva autoridad reguladora con un portal unificado de trámites, la SENER busca enviar una señal de estabilidad jurídica y operativa, clave para proyectos de largo plazo en hidrocarburos, electricidad, energías renovables y geotermia.

Asimismo, la nueva Ventanilla de Energía impulsa la simplificación administrativa: los avances allí publicados incluyen detalles sobre reformas a trámites, posibles eliminaciones y reducciones de requisitos. Esta estrategia básica promueve un sistema más ágil y menos burocrático, con plazos definidos y etapas desglosadas que permiten al usuario trazar su ruta de gestión de manera anticipada .

Un elemento importante del anuncio es la convocatoria a los usuarios que tenían expedientes abiertos ante la anterior CRE. SENER pidió ratificarlos en tiempo y forma para que estos fueran migrados sin fricciones a la CNE. De no hacerlo, los trámites podrían quedar en estado de indefinición legal, lo cual sería un revés para quienes invierten en el sector.

La entrada México abre ventanilla de energía y sitio del nuevo regulador se publicó primero en Energía Estratégica.

La empresa estatal Pampetrol SAPEM oficializó el relanzamiento de la licitación para la construcción de un parque solar fotovoltaico de 15 MW en General Pico, un proyecto central en la estrategia energética de la provincia de La Pampa. 

La convocatoria permanecerá abierta hasta el 25 de agosto, fecha en que se realizará la apertura de ofertas. Mientras que el dictamen del directorio se conocerá el 5 de septiembre del presente año.

Este es el segundo llamado para este proyecto tras lo hecho durante el segundo semestre del 2024. En esta oportunidad, la licitación contará con diversos cambios respecto a la convocatoria del 2024, respondiendo a un proceso de crecimiento y modificaciones en el pliego con el foco en maximizar la viabilidad del parque. 

“El primer llamado nos permitió poner a prueba un modelo innovador de asociación público-privada en un contexto nacional desafiantes. El interés que generó fue muy alentador ya que se trató de un esquema novedoso que busca estabilizar variables en momentos de mucha incertidumbre. Eso nos demostró que hay un sector privado dispuesto a acompañar este tipo de proyectos”, sostuvo Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que se prevé un modelo de Unión Transitoria entre la empresa adjudicada y Pampetrol, con participación del 20% por parte de esta última que apunta a consolidar un esquema de desarrollo conjunto, con impacto local y visión de largo plazo.

“El primer proceso licitatorio fue muy valioso como experiencia. Si bien la única oferta no cumplía con los requisitos técnicos y administrativos exigidos por el pliego, nos permitió detectar aspectos a mejorar. Por eso, este nuevo llamado incorpora ajustes claves que apuntan a ofrecer mayores beneficios a los inversores, sin resignar el objetivo central: generar energía renovable, a precios competitivos y posicionar a La Pampa como una provincia pionera en proyectos sostenibles”, agregó María Roveda, presidenta de Pampetrol SAPEM. 

Desde Pampetrol destacan que el relanzamiento implica un aprendizaje institucional, que refleja la madurez de Pampetrol y la firme decisión del gobierno provincial de consolidar un camino propio en materia energética. 

La propuesta incorpora herramientas concretas para mitigar el riesgo y brindar estabilidad a los inversores, entre ellos un período de precio fijo inicial y un mecanismo de estabilización con pisos y techos, que amortigua la volatilidad del Mercado Eléctrico Mayorista. Además, el contrato se extiende a 20 años, lo que mejora las condiciones de amortización y otorga un horizonte más largo a la inversión.

“El proyecto se emplaza en un predio de 100 hectáreas cedido por el Gobierno provincial y se orienta a abastecer de energía “de La Pampa y para La Pampa. La etapa inicial de 15 MW permitirá abastecer a más de 9.000 hogares, y en una segunda etapa, planeamos ampliar a 50 MW para llegar a más de 30.000 familias locales”, informó Roveda. 

Este parque fotovoltaico no representa una acción aislada. Forma parte de una política pública sostenida con impacto territorial. En este marco, la provincia ya ha puesto en funcionamiento el parque solar de Victorica “ANTÜ MAMÜLL” y actualmente construye una nueva estación transformadora de 132/33/13,2 kV en General Pico, con una inversión superior a los 32 mil millones de pesos. 

“Esta obra no solo mejora la calidad del servicio eléctrico en la región norte, sino que viabiliza la generación renovable proyectada y garantiza el abastecimiento de nuevas industrias. Aspiramos a que a mediano y largo plazo La Pampa no solo genere la energía que necesita para su desarrollo, sino que aporte una cuota destacada al Mercado Eléctrico Nacional”, remarcó Toso. 

Un mensaje claro al sector privado

Pampetrol busca atraer oferentes que compartan la visión de largo plazo del Gobierno provincial, a fin de dejar capacidad instalada, construir alianzas y oportunidades para las generaciones presentes y futuras. 

“La energía en La Pampa es política de Estado. Diseñamos mecanismos que otorgan previsibilidad, promueven la inversión de largo plazo y priorizan proyectos con impacto real. “Estamos convencidos de que cuando se piensa con visión de futuro, la transición energética se transforma en un motor de transformación social y productiva”, coincidieron los funcionarios.

La entrada Pampetrol relanzó la licitación para construir parque solar de 15 MW en General Pico se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis, líder mundial en tecnología de inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, celebrará su 20° aniversario con una destacada participación en SNEC 2025 (del 11 al 13 de junio), donde presentará innovaciones de vanguardia, incluyendo el nuevo inversor híbrido mural de 125kW.

Dos décadas de innovación, un futuro de crecimiento

Fundada en 2005 en Ningbo, China, Solis ha evolucionado de ser una startup pionera a convertirse en una de las marcas de inversores más confiables del mundo, con más de 100GW de productos enviados a más de 100 países y regiones. Bajo el liderazgo continuo de su fundador, Yiming Wang, la empresa sigue marcando el rumbo en tecnología solar y de almacenamiento, facilitando la transición hacia la energía limpia en hogares, negocios y servicios públicos.

Nuevos inversores híbridos C&I con funcionalidad 4 en 1: el poder reinventado

Con su debut en China durante SNEC, la serie S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H establece un nuevo estándar en almacenamiento de energía para aplicaciones comerciales, destacándose por su flexibilidad y rendimiento excepcionales. Este inversor híbrido integra funciones 4 en 1 —FV, batería, red eléctrica y generador— simplificando la gestión energética y maximizando el retorno de inversión, tanto en aplicaciones conectadas como aisladas de la red.

Características clave en aplicaciones conectadas a la red:

• Corriente de entrada FV máxima de 21A, potencia FV aprovechable hasta el 200% de la potencia nominal del inversor.
• Compatible con módulos de batería de 100 a 314Ah.
• Carga rápida con corriente de batería de hasta 200A.
• Conexión flexible mediante acoplamiento DC y AC simultáneo.
• Puertos de batería duales independientes para integración de baterías mixtas.

Características clave en aplicaciones fuera de la red:

• Capacidad de sobrecarga del 160% para mayor resistencia ante picos de demanda.
• Operación en paralelo de hasta 10 unidades (recomendado 6+ con gabinete de distribución Solis).
• Configuraciones de batería personalizables y respaldo robusto garantizado.
• Priorización inteligente de cargas con soporte extendido para cargas críticas.
• Transición sin interrupciones entre modos on-grid y off-grid en menos de 10 ms.

SolisCloud AI – Asistente inteligente para gestión energética

Presentado por primera vez en SNEC 2025, SolisCloud AI representa una evolución significativa de la plataforma original de gestión energética de Solis. Con automatización inteligente y análisis avanzados, convierte los datos en decisiones estratégicas para optimizar el rendimiento, reducir costos y mejorar la toma de decisiones en tiempo real.

Esta versión mejorada con inteligencia artificial mantiene las fortalezas del SolisCloud original, incorporando además capacidades nuevas para usuarios residenciales, instaladores y profesionales del sector energético.

Principales ventajas:

• Gestión horaria inteligente (TOU) impulsada por IA
  Ajuste automático de carga y descarga basado en precios de electricidad en tiempo real y pronósticos meteorológicos — maximizando ahorros sin intervención manual.
• Integración EMS fluida y compatibilidad con terceros
  Cumplimiento total con estándares modernos de red y ecosistemas energéticos, permitiendo un control automatizado, cumplimiento normativo simple e integración flexible con otros sistemas.

Un ecosistema energético completo para todas las aplicaciones

“Al celebrar este hito de 20 años, nuestro enfoque sigue siendo dar forma al futuro de la energía renovable”, comentó Yiming Wang, presidente de Solis. “Nuestro crecimiento ha sido posible gracias a la confianza de nuestros clientes, socios y a un equipo comprometido. En SNEC 2025, nos enorgullece presentar innovaciones que impulsarán la próxima década del desarrollo solar y del almacenamiento», agregó. 

Además, Solis invita a profesionales del sector, medios de comunicación y entusiastas de las energías renovables a conocer de cerca estos 20 años de innovación:

• Fechas: 11 al 13 de junio de 2025
• Ubicación: Hall 5.1H, Stand E680, Centro Nacional de Exposiciones y Convenciones, Shanghái

La entrada Solis celebra su 20° aniversario con lanzamientos revolucionarios en SNEC 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

El primer semestre de 2025 ha sido un año de avances para ENGIE Chile en su plan de transformación. En febrero puso en marcha BESS Tamaya y en marzo fue el turno del Parque Eólico Kallpa. Ahora se suma un nuevo hito más al anunciar que el 19 de mayo el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) autorizó el inicio de la operación comercial de BESS Capricornio.

Emplazado en la comuna de Antofagasta, este parque de almacenamiento de energía en base a baterías, que cuenta con una capacidad instalada de 48 MW/264 MWh, almacena la energía generada por el sol, y capturada por la Planta Solar Capricornio, durante 5 horas a través de 96 contenedores.   

Lo anterior equivale a suministrar energía limpia a 11.500 hogares del país y evita emitir al año 25.833 toneladas de CO2. Si se ejemplifica con nuestro parque automotriz, significa retirar de circulación a 8.800 vehículos aprox. de combustión convencional.

Juan Villavicencio, Managing Director Renewables and Batteries de ENGIE Chile, celebró este nuevo logro para la compañía en su plan de transformación: “Estamos orgullosos de seguir contribuyendo para tener un futuro cada vez más sostenible. BESS Capricornio es el tercer sitio que ponemos en operación durante 2025, una pieza fundamental para concretar nuestra ambición a 2027 que es contar con 3,5 GW de capacidad instalada, de los cuales más de un 60% sea de energía renovable y almacenamiento”. 

Además, el ejecutivo agregó la importancia que han tomado los sistemas de almacenamiento de energía en base a baterías para avanzar en la transición energética. “Este tipo de solución permite una mayor penetración de proyectos de generación de energía renovable y entrega mayor flexibilidad al sistema eléctrico. Por lo mismo, como ENGIE Group ya contamos con 5 GW de capacidad de almacenamiento en operación y construcción a nivel mundial”, señaló. 

BESS Capricornio, que contó con una inversión de US$ 73 millones, es el cuarto sitio en operación con este tipo de tecnología que cuenta la compañía en el país; sumando 263 MW de capacidad instalada en almacenamiento. 

La entrada ENGIE pone en marcha un nuevo proyecto BESS a gran escala en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

España necesita urgentemente una regulación que active un mecanismo de capacidad, advierte Chema Zabala , director general de Alantra Energy Transition. Según el ejecutivo, el mix de generación actual y las expectativas de demanda futura podrían generar situaciones de tensión en la red, dejando al país sin suficiente capacidad firme en momentos críticos. «El operador del sistema ha identificado que, con las expectativas de demanda y el mix actual, podrían producirse situaciones de tensión donde no haya capacidad firme suficiente para cubrir la demanda», explica Zabala.

Tecnologías como los ciclos combinados y potencialmente las baterías , claves para aportar firmeza, se enfrentan hoy a pérdidas económicas que podrían llevar a su cierre sin un mecanismo que asegure su retribución.

Conseguí entradas al Future Energy Sumit – Disponibles en el sitio oficial

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) propuso un mercado de capacidad que contempla la participación de la generación, el almacenamiento y la demanda . Este mercado se estructurará mediante subastas competitivas gestionadas por Red Eléctrica de España (REE) , con la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) .

Las subastas se dividirán en tres tipos :

• Subastas principales : Orientadas a cubrir necesidades estructurales de largo plazo , con contratos de hasta 15 años .

• Subastas de ajuste : Destinadas a resolver desviaciones puntuales o necesidades imprevistas , con plazos de entrada y entrega de 12 meses .

• Subastas de transición : centradas en activar el mecanismo para proporcionar capacidad firme durante el período de transición hacia la implementación total del mercado.

Las instalaciones de generación participantes no podrán emitir más de 550 g de CO₂ por kWh , y deberán cumplir requisitos de firmeza y flexibilidad que permitan la integración de renovables.

Apagón ibérico: una llamada de atención para Europa

Además, el 28 de abril de 2025 , un apagón masivo afectó a España, Portugal y partes del sur de Francia , dejando a millones de personas sin electricidad durante varias horas. Este evento expuso la vulnerabilidad de las redes eléctricas europeas y subrayó la urgencia de fortalecer la infraestructura energética para evitar futuras crisis.

A pesar de que sus causas aún se investigan, el evento reavivó el debate sobre la necesidad de revisar los protocolos operativos para la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. «No podemos afirmar que el apagón se debiera a la falta de un mecanismo de capacidad, pero es evidente que contar con uno que incentive el almacenamiento podría aportar no solo firmeza, sino también servicios clave como el control de tensión y la estabilidad del sistema, que sí parecen estar relacionados con lo ocurrido el 28 de abril», indica Zabala. «Sin duda, el almacenamiento ayudará a evitar o, al menos, minimizar el impacto de este tipo de eventos», añade.

Zabala será una de las figuras clave de la Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 , el encuentro de alto nivel que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético el 24 de junio en el Auditorio Betancourt del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid . El encuentro abordará la seguridad energética , el papel del almacenamiento y los retos regulatorios para la integración de las renovables.

Conseguí entradas al Future Energy Sumit – Disponibles en el sitio oficial

El contexto en el que se desarrollará este evento no podría ser más oportuno, pues se tratarán temáticas que levantan alertas sobre la necesidad de reforzar la resiliencia del sistema eléctrico .

El almacenamiento como solución clave

En este contexto, el almacenamiento de energía se perfila como una solución clave . «Es una tecnología que debería permitir una mayor seguridad en la operación del sistema», afirma el ejecutivo. Destaca su capacidad para ofrecer servicios de respuesta rápida, control de voltaje y soporte de localización , esenciales en un sistema con alta penetración de renovables .

Para Alantra , el almacenamiento es un componente fundamental de la solución , pero su implementación también requiere previsibilidad . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», comenta Zabala.

Barreras al desarrollo y señales del mercado

Si bien el contexto del mercado no está frenando la inversión, el desarrollo de proyectos de almacenamiento enfrenta obstáculos . “No estamos viendo retrasos por el mercado, sino por el propio desarrollo del proyecto”, explica Zabala, mencionando en particular problemas de permisos y uso del suelo .

Sin embargo, el mercado ofrece señales prometedoras . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», afirma. Si bien el mecanismo de capacidad no está diseñado para esta tecnología, podría mejorar la rentabilidad al ofrecer ingresos contractuales .

Fondos FEDER y apoyo público

Zabala destaca el papel que pueden desempeñar los fondos FEDER , cuyas asignaciones se esperan antes de fin de año. «Se debería asignar una cantidad considerable de apoyo a proyectos de almacenamiento, lo que permitirá ampliar rápidamente la combinación disponible en el sistema», señala.

El Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) es uno de los principales instrumentos financieros de la UE destinado a reducir las disparidades entre regiones y promover un desarrollo equilibrado .

En el sector energético, FEDER cofinancia proyectos que promueven la eficiencia energética, las energías renovables y el almacenamiento de energía , contribuyendo así a la transición hacia una economía baja en carbono .

Según el Parlamento Europeo , el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) destinará más de 200.000 millones de euros entre 2021 y 2027 a proyectos de cohesión , una parte importante de los cuales se destinarán a la eficiencia energética, el almacenamiento y las infraestructuras bajas en carbono .

España ha anunciado la asignación de hasta 700 millones de euros de fondos FEDER para proyectos de almacenamiento , a distribuir en 2025 .

Zabala destaca que este apoyo, junto con señales claras del mercado , pueden acelerar el escalamiento del almacenamiento en el país.

En total, se espera que FEDER financie entre el 50% y el 85% de los proyectos estratégicos en regiones menos desarrolladas , lo que lo convierte en una herramienta crítica para la integración de energías renovables en zonas con limitaciones estructurales.

Conseguí entradas al Future Energy Sumit – Disponibles en el sitio oficial

Comparación europea y desafíos futuros

Zabala señala que los retos de España son comunes a otros mercados europeos , como Alemania e Italia . «Observamos una gran diferencia entre los precios del mediodía y los precios punta nocturnos, con unos costes de integración muy elevados», señala.

Otros países están respondiendo con diferentes mecanismos para promover el almacenamiento, como los ingresos contratados en Italia o los servicios de arbitraje y compensación en Alemania . En el caso español, «el diferencial estructural es moderado, pero interesante, y los servicios de compensación se están disparando», explica.

Un llamado a la acción

Para Zabala, la respuesta no puede demorarse más . «Esperamos que este año traiga un impulso muy importante para el almacenamiento», afirma. En su opinión, el Gobierno debe revisar el funcionamiento del sistema y, si es necesario, modernizar los componentes de las plantas renovables para afrontar mejor estos desafíos.

Finalmente, el ejecutivo resume el objetivo central del sector: “No hay que frenar el ritmo del sector, sino avanzar en la dirección correcta con los ajustes que se vienen reclamando desde hace tiempo”.

Conseguí entradas al Future Energy Sumit – Disponibles en el sitio oficial

La entrada Crece la presion en España para implementar mecanismos que garantizen la estabilidad del sistema se publicó primero en Energía Estratégica.

Con más de 1.000 MW construidos y 340 MW adicionales en pipeline, Ennova consolida su liderazgo como aliado de centrales de energías renovables en el Caribe. La empresa ha participado en algunos de los proyectos más emblemáticos de República Dominicana, abordando con rigurosidad los retos logísticos, técnicos y regulatorios que enfrenta esta industria en expansión.

El parque fotovoltaico Cotoperí, con 180 MW, ya se perfila como el de mayor escala del mercado dominicano. La obra, propiedad de Acciona Energía, será puesta en operación comercial este mismo año y representa un punto de inflexión para la generación solar en la isla.

En paralelo, Ennova también ha iniciado la construcción de Villarpando, un proyecto de 120 MW desarrollado junto a TotalEnergies, y ha desplegado otras iniciativas como Maranatha (10 MW) y Zonaxol (50 MW sobre techos industriales), que, sin alcanzar esa magnitud, destacan por su innovación técnica y estratégica.

“Zonaxol es un proyecto único en su clase”, manifiesta Rafael Burgos, director general de Ennova, en referencia a la instalación de generación solar sobre los techos del Parque Industrial Víctor Espaillat Mera (PIVEM). “No existe en toda la región un proyecto en techos de un parque industrial de estas características, de esta escala”, remarca, subrayando el valor que aporta en sostenibilidad y perfil corporativo a las industrias que operan dentro del parque.

Además de estas obras, Ennova prepara la ejecución de nuevos proyectos de 10 y 20 MW, distribuidos entre las regiones norte y sur de República Dominicana, al tiempo que se adentra en el desarrollo de sistemas con almacenamiento energético, un componente cada vez más exigido por la regulación local.

“Recién estamos participando en las primeras experiencias de almacenamiento, en este momento a nivel de ingeniería”, indica Burgos. Según explica, las principales preocupaciones actuales están centradas en “cómo optimizar las pérdidas totales generadas por la carga y descarga de las baterías, así como los aspectos de seguridad y degradación de las mismas”. Reconoce que estos factores representan una alta incertidumbre y tienen un impacto crítico en el modelado financiero de los proyectos.

Durante su participación en una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ejecutivo abordó también los desafíos estructurales que impactan la ejecución de obras renovables en la región. “Los principales desafíos en materia de construcción tienen que ver con la logística internacional y local, especialmente por la ubicación apartada de muchos proyectos”, detalla.

“Los transformadores de potencia siempre constituyen un desafío importante por la fragilidad, el peso y la dimensión de este tipo de cargas”, destaca Burgos, en alusión a los cuidados específicos que requiere el transporte y montaje de estos equipos.

El reclutamiento de personal calificado en zonas alejadas, la presión por cumplir con los cronogramas y la falta de estandarización normativa también son obstáculos críticos. “Muchas veces se convierte en un desafío relevante completar toda la plantilla que estos proyectos exigen, normalmente con mucha presión de tiempo”, explica.

En la etapa de puesta en marcha, la interacción con múltiples agencias estatales y técnicas introduce duplicidades y demoras que, según el ejecutivo, podrían resolverse con protocolos unificados. “Hay mucha oportunidad de estandarizar normativas que permitan una mayor agilidad y que eviten la duplicidad de esfuerzos”, sugiere.

Pero la clave estructural está en la planificación. En ese punto, Burgos es enfático: “Entrar en estos proyectos sin una planificación detallada, sin un análisis de riesgo, puede implicar desviaciones de muy alto impacto en el costo o en el tiempo”. Y concluye: “Nunca hay que minimizar el valor de esa planificación”.

Desde hace años, Ennova se posiciona como un actor clave en la transformación energética de República Dominicana, ofreciendo servicios de ingeniería, construcción y operación con un fuerte enfoque en eficiencia técnica y reducción de costos. La compañía ha trabajado junto a corporativos internacionales en proyectos que no solo incrementan la capacidad renovable instalada, sino que también mejoran el desempeño financiero y operativo de las inversiones.

De hecho, en la entrevista brindada en FES Caribe ha compartido su filosofía de trabajo, centrada en evitar errores que deriven en sobrecostos. La empresa sostiene que anticipar escenarios críticos en la fase de diseño e ingeniería permite reducir tanto el CAPEX como el OPEX, lo cual se ha vuelto esencial en un contexto de mercados más competitivos y exigencias regulatorias crecientes.

Con presencia firme en el país, alianzas con líderes globales y una estrategia de crecimiento basada en datos y experiencia, Ennova se propone seguir consolidando su rol como aliado para proyectos renovables en la región. La incursión en sistemas de almacenamiento y la diversificación de los proyectos en los que se compromete perfilan a la firma como un socio técnico de referencia para la nueva etapa de desarrollo energético dominicano y caribeño.

La entrada Ennova supera 1 GW en renovables y revela claves para acelerar la ejecución de proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Parque Eólico Arauco acelera obras y prepara COD de más de 100 MW en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Importancia de la taxonomía de productos energéticos para escalar el negocio

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

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

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

La entrada Grenergy advierte sobre brechas clave para consolidar el mercado energético libre en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada La Bolsa Argentina de Carbono lanzó la primera plataforma de Trading Digital Nacional para los mercados de carbono. se publicó primero en Energía Estratégica.

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

Resumen del Proyecto 

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Caso de éxito: sistema híbrido solar con almacenamiento de Solis impulsa la resiliencia comercial en Myanmar se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Las dudas del mercado sobre la licitación de almacenamiento con baterías por 500 MW en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Microrredes en respuesta a la demanda en minería 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada M4S da un salto en el mercado peruano con microenergía renovable para mineras y agroindustriales se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Coral Energía obtiene financiamiento por USD 60 millones para siete parques solares en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Ministerio de Energía de Chile prepara nuevo estudio de precios para solar térmica se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

La entrada Javiera Vásquez de EnfraGen asume como vicepresidenta del directorio de WEC Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Gira de negocios en Alemania y Países Bajos fortalece la cooperación en hidrógeno entre América Latina y Europa se publicó primero en Energía Estratégica.