Información de Mercado

El biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, anunció este lunes, que las empresas generadoras restituirán en las cuentas de electricidad a partir de enero de 2026 los cobros en exceso realizados por éstas.

La autoridad -tras reunirse con el Presidente de la República, Gabriel Boric-, señaló que “el camino que nos habíamos diseñado, de buscar que se devuelva lo antes posible la plata, ya está logrado. A partir del primero de enero de 2026, todos los clientes del sector eléctrico van a recibir en su cuenta el monto que les va a ser transferido mes a mes durante el próximo período de fijación tarifaria, de enero a junio”.

El biministro García añadió que el monto de la restitución será en torno a los $2 mil al mes o $12 mil en seis meses, para cada hogar. “Este es exactamente el monto que se cobró de más. Es muy importante que la ciudadanía sepa que todo lo que se cobró de más está siendo devuelto por la vía tarifaria”, manifestó.

La autoridad explicó que «la devolución incluye un reajuste y una tasa de interés equivalente a la que normalmente se paga. Por lo tanto, la devolución incluye una compensación por el tiempo que las empresas tuvieron esos recursos». Consultado por el monto total de la restitución, el secretario de Estado dijo “son aproximadamente US$ 250 millones, sumando transmisoras y generadoras”.

Asimismo, el biministro recalcó: “Quiero apreciar también que todos los actores del sistema estuvieron a la altura de las circunstancias. En un período muy breve de tiempo, una semana construimos un acuerdo con las empresas generadoras, con la empresa transmisora, de tal manera que los clientes recibieran sus recursos lo más rápido posible”.

Proceso de fijación de tarifas

El proceso para la fijación de tarifas de la energía sigue su curso normal, tal como lo estipula la actual legislación eléctrica. Tras la presentación de observaciones por parte de las empresas del sector eléctrico al Informe Técnico Preliminar para la Fijación del Precio Nudo Promedio (PNP), plazo que culminó el pasado viernes, ahora corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) emita el Informe Técnico Definitivo (ITD).

Dicho ITD es recibido por el Ministerio de Energía, institución que elabora el decreto PNP y lo envía a la Contraloría General de la República (CGR) para su toma de razón y posterior publicación en el Diario Oficial. De no haber retraso en estos pasos, las nuevas tarifas de la energía eléctrica se implementarán a partir del 1 de enero de 2026.

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Con el objetivo de activar la infraestructura de carga pública en regiones donde la inversión privada aún no es rentable, el Gobierno de Chile lanzó el programa Corredores Verdes, un piloto que busca financiar la instalación de cargadores desde 7 kW en zonas estratégicas del norte y centro del país.

La iniciativa destina 54 millones de pesos chilenos para cofinanciar proyectos en 11 corredores viales, priorizando territorios con baja adopción de vehículos eléctricos y altos costos de recuperación para privados.

“Corredores Verdes aborda la falta de infraestructura de carga en zonas donde el mercado aún no tiene incentivos suficientes para invertir”, sostiene Josué Muñoz, Project Manager de Electromovilidad en la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE),

En esos territorios, los cargadores no se instalan porque no hay usuarios, y no hay usuarios porque no hay cargadores. Para enfrentar este desafío, el programa cofinancia cargadores de menor potencia, a partir de 7 kW, que tienen costos operativos más bajos y no están sujetos a cargos por potencia de las distribuidoras.

La estrategia se integra de forma directa con los lineamientos de planificación nacional. “Corredores Verdes se inserta en la cadena de planificación de la electromovilidad en Chile”, explica Muñoz a Mobility Portal Latinoamérica.

El programa materializa uno de los ejes definidos en el Plan Maestro de Infraestructura de Carga Pública, elaborado tras la Hoja de Ruta de la Estrategia Nacional de Electromovilidad. Su objetivo práctico: romper la parálisis estructural que impide el desarrollo de carga pública en zonas aisladas.

Distribución de fondos y criterios de priorización

El presupuesto de 54 millones de pesos se distribuirá según prioridades estratégicas predefinidas.

“En el nivel más alto están Tocopilla–Mejillones y Chañaral–Caldera, que pueden recibir hasta 8 millones de pesos o hasta el 80% del costo total, lo que ocurra primero”, indica.

Un segundo grupo de corredores ubicados en Tarapacá, Antofagasta y Atacama podrá acceder a hasta 7 millones o 70%, mientras que el tercer grupo, en Coquimbo y Valparaíso, optará a hasta 6 millones o 60%.

La aplicación del modelo de tope dual permite combinar porcentaje y monto máximo para evitar sobrefinanciamiento y asegurar una asignación eficiente. Este enfoque también apunta a dirigir más recursos hacia las zonas con mayor brecha de infraestructura.

Postulantes habilitados y criterios de evaluación

El programa está abierto exclusivamente a personas jurídicas constituidas en Chile, como operadores de carga (CPOs), municipios, universidades, empresas turísticas, cooperativas y consorcios. No se admite la participación de personas naturales.

“En la práctica, cualquier persona que despliegue una instalación de carga pública conforme al instructivo puede ser considerada operador de carga”, detalla Muñoz.

La evaluación de las ofertas considera tres criterios clave:

• Cantidad de ubicaciones ofertadas (50%)

• Cantidad total de puntos de carga (35%)

• Experiencia del postulante (15%), medida en certificados TE6 regionales y nacionales.

“Con ello se premian propuestas con mayor cobertura territorial, capacidad instalada y experiencia comprobada”, agrega el Project Manager.

Territorialidad, dispersión y conectividad real

Cada corredor se compone de dos o tres zonas concatenadas. Las postulaciones deben asegurar un mínimo de dos ubicaciones por corredor, en zonas distintas, con el fin de garantizar trayectos funcionales para los vehículos eléctricos.

“Con esto se busca asegurar separaciones razonables entre puntos, de modo que un vehículo pueda desplazarse efectivamente de una zona a otra dentro del corredor”, explica Muñoz.

La dispersión territorial se verificará mediante archivos KMZ georreferenciados, que permiten identificar con precisión si las ubicaciones propuestas se distribuyen correctamente.

Turismo sostenible y articulación público-privada

Además del enfoque técnico, el programa apuesta por sinergias con el turismo sostenible y actores locales..

“Buscamos que hoteles, restaurantes, viñas o parques incorporen cargadores públicos como parte de su oferta”, afirma Muñoz. Esto no solo mejora la experiencia de viaje, sino que fortalece la economía local al incentivar el uso de servicios asociados.

El modelo destination charging ya ha mostrado resultados positivos en regiones como Aysén y O’Higgins, donde actores privados han instalado infraestructura por su cuenta.

Corredores Verdes potencia este modelo con apoyo estatal y criterios de interoperabilidad, siguiendo el instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) publicado en 2024.

Próximos pasos y horizonte a 2026: ¿dondé habrá más cargadores?

Se espera que todas las instalaciones adjudicadas estén operativas a finales de abril. Mientras tanto, la Agencia de Sostenibilidad Energética trabaja en la segunda versión del Plan Maestro, que se ampliará a la zona centro y sur de Chile.

“Corredores Verdes operará como un piloto para validar el mecanismo de cofinanciamiento y su replicabilidad”, anticipa Muñoz. En paralelo, se prevén nuevas convocatorias del programa +Carga Rápida, orientadas a infraestructura de alta potencia en ubicaciones estratégicas.

“Continuaremos con proyectos de cofinanciamiento tanto para carga rápida como para carga en corriente alterna”, concluye el ejecutivo, proyectando una red más capilar, conectada y funcional, que acelere la transición hacia una movilidad cero emisiones.

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Guatemala tiene el potencial para convertirse en un país exportador neto de energía renovable dentro del mercado eléctrico regional, con posibilidades concretas de duplicar su capacidad de generación renovable sin necesidad de incentivos fiscales. Así lo afirmó Minor E. López, presidente de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), quien planteó una visión optimista sobre el papel del país en la transición energética de Centroamérica.

“Guatemala puede duplicar su capacidad instalada de generación renovable sin subsidios”, sostuvo López, y subrayó que esto es posible gracias al recurso competitivo del país, la estructura de mercado basada en contratos a largo plazo y una regulación que promueve licitaciones abiertas para proyectos energéticos. El funcionario destacó que en Guatemala se desarrollan subastas bajo el principio de neutralidad tecnológica, sin condicionar el tipo de fuente energética, lo que permite que se imponga la oferta más competitiva.

“Lo que se promueve es una licitación donde compiten todas las tecnologías, y hasta ahora las renovables han sido las que han ganado”, indicó.

Según López, esto ha permitido un crecimiento sostenido del parque renovable sin necesidad de mecanismos fiscales. A modo de ejemplo, mencionó que el país tiene una capacidad contratada de más de 800 MW de recursos solares y eólicos, adjudicados mediante licitaciones abiertas en condiciones de mercado, sin incentivos adicionales.

“Estos proyectos están respaldados por contratos firmes de 15 años, lo que garantiza estabilidad para los inversionistas”, detalló.

Un modelo replicable en la región

El presidente de la CRIE señaló que Guatemala ya está exportando energía renovable hacia el sur de Centroamérica y que su participación en el Mercado Eléctrico Regional (MER) será cada vez más relevante. “Hay flujos de exportación significativos desde Guatemala hacia El Salvador y Honduras”, comentó, y advirtió que este fenómeno puede intensificarse con una mayor integración del sistema y una regulación regional más armonizada. Desde su perspectiva, la región tiene un potencial enorme si logra alinear su marco normativo. “La regulación puede incentivar o desalentar la inversión”, advirtió, y remarcó la importancia de que los reguladores acompañen la política pública con normas claras y predecibles para el sector privado.

Además, enfatizó el rol de la CRIE en facilitar un entorno armónico para la expansión de la infraestructura eléctrica y la participación privada. “La región ha sido pionera en esquemas de asociación público-privada. La transmisión y distribución están operadas en gran medida por empresas privadas”, puntualizó. Durante el panel, López también mencionó que Guatemala ha sido un referente regional en la planificación energética. El país cuenta con un plan indicativo de generación, desarrollado por el ente regulador nacional, que guía las decisiones de licitación y expansión de capacidad. “Este documento se convierte en la base sobre la cual se hacen las subastas”, explicó.

En ese marco, el presidente de la CRIE señaló que se prevé que las futuras licitaciones permitan contratar entre 800 y 1000 MW adicionales de capacidad renovable, lo cual duplicaría la capacidad actual en los próximos años. “Estamos hablando de inversiones importantes, que pueden realizarse en condiciones de mercado, sin la necesidad de subsidios o incentivos fiscales”, insistió. También resaltó que la participación del sector privado en infraestructura energética ha sido un factor clave para esta evolución. “La iniciativa privada ha sido fundamental para que podamos avanzar en generación, transmisión y distribución”, sostuvo.

Durante el panel, si bien otros participantes no hicieron menciones tan directas a Guatemala, el país fue mencionado como uno de los puntos de origen más relevantes en los flujos eléctricos regionales y como ejemplo de mercado con condiciones estables para la inversión. Respecto al panorama regional, López señaló que uno de los principales desafíos para ampliar la participación renovable en Centroamérica es la falta de coordinación entre los marcos regulatorios de los países. En ese sentido, destacó que la CRIE está trabajando en armonizar la regulación para facilitar inversiones transnacionales y fomentar la competitividad del mercado.

“Necesitamos un marco regulatorio que incentive las renovables no solo a nivel nacional, sino también en la lógica del mercado regional”, concluyó. Y en ese contexto, Guatemala aparece como un actor con ventajas comparativas claras, por la competitividad de sus recursos, su experiencia en subastas y su infraestructura de interconexión.

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La alta dependencia de los combustibles fósiles es uno de los principales desafíos del sistema energético hondureño. En respuesta a esta vulnerabilidad, el país está diseñando una política energética que apuesta por fuentes renovables como eje central de su transformación estructural, tal como expone el estudio técnico Sustainable energy policy in Honduras: Diagnosis and challenges, elaborado por Wilfredo C. Flores, Osvaldo A. Ojeda, Marco A. Flores y Francisco R. Rivas.

“Honduras cuenta con recursos energéticos renovables suficientes para lograr la autosuficiencia energética”, afirman los autores. El diagnóstico propone aprovechar ese potencial mediante un plan de desarrollo sostenido hasta 2030, articulado a través de políticas públicas, inversiones estratégicas y fortalecimiento institucional.

El documento identifica un conjunto robusto de recursos energéticos renovables subutilizados. En el caso de la energía hidroeléctrica, Honduras posee un potencial teórico de 5.000 MW, una capacidad considerable en relación con su demanda eléctrica actual.

A esto se suma una disponibilidad solar de entre 4,5 y 6,5 kWh/m²/día, lo que convierte al recurso fotovoltaico en una opción viable tanto para generación centralizada como para sistemas descentralizados en zonas rurales. En cuanto al viento, se estima un potencial eólico de 46.600 MW, concentrado principalmente en regiones del sur del país.

“El Congreso Nacional ya aprobó un proyecto eólico de 100 MW con una inversión privada de 250 millones de dólares”, detalla el estudio. Este tipo de iniciativas forman parte de un paquete de adjudicaciones por 250 MW en nuevas plantas renovables, incluyendo también proyectos hidroeléctricos y geotérmicos.

En el caso de la geotermia, se identifican zonas con gradientes térmicos aprovechables que podrían integrarse a la matriz nacional. Si bien requiere estudios de factibilidad y exploración, el potencial geotérmico hondureño se perfila como una fuente complementaria clave para aportar estabilidad a una matriz con creciente participación solar y eólica.

El documento propone una hoja de ruta al 2030 que prioriza la incorporación de renovables para reducir la exposición del país a la volatilidad internacional del crudo y mejorar su seguridad energética.

“El escenario deseado considera la incorporación de 3000 MW de nueva capacidad instalada, en su mayoría renovable, con una inversión estimada de 4285 millones de dólares”, señala el plan.

Esta expansión permitiría cubrir el incremento proyectado de demanda, elevar la cobertura eléctrica y reducir drásticamente la participación del petróleo en la generación nacional.

Para viabilizar la implementación del plan, el documento plantea una reforma institucional que incluya la creación de un Ministerio de Energía, capaz de integrar y coordinar todas las áreas del sector: hidrocarburos, electricidad, eficiencia y renovables.

“La actual dispersión institucional genera ineficiencias en la toma de decisiones y limita la atracción de inversiones”, sostienen los autores del estudio. Esta nueva institución tendría el mandato de articular políticas públicas, establecer marcos regulatorios adecuados y acompañar la ejecución de proyectos estratégicos, especialmente en renovables.

Honduras se encuentra en una encrucijada energética. Aunque su matriz actual refleja una fuerte dependencia de fuentes fósiles, el país cuenta con una base técnica y un potencial renovable suficientes para iniciar una transformación estructural del sistema eléctrico.

“Lo más urgente no es redescubrir el potencial, sino implementar políticas que conviertan esos recursos en capacidad instalada real”, concluye el documento. La oportunidad está planteada: consolidar una matriz limpia, diversificada y soberana, que reduzca la vulnerabilidad externa y acelere el desarrollo sostenible del país.

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Solis prepara nuevos modelos de inversores que permitirán integrar dos marcas distintas de baterías en un mismo equipo, abriendo paso a una nueva etapa de interoperabilidad en sistemas de almacenamiento energético.

Así lo confirmó la compañía durante la quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, que se condicen con el momento clave para el país tras la publicación de los nuevos lineamientos regulatorios del Ministerio de Energía y la CREG que comienzan a habilitar esquemas de remuneración para proyectos BESS.

“Queremos dar libertad al mercado y ofrecer una integración abierta que impulse la competitividad y la eficiencia de los proyectos. Esto permitirá a los EPCistas seleccionar la batería más adecuada sin depender de un único proveedor”, señaló Marco Ricci, gerente de desarrollo para Latinoamérica de Solis. 

La compañía ya cuenta con sus primeras soluciones all in one, con modelos de 50 y 125 kW (el más grande del mercado) adaptados a las condiciones de la región. Asimismo, los nuevos inversores también destacan por su adaptabilidad, de modo que el catálogo aparecen versiones capaces de operar en sistemas monofásicos, trifásicos o split phase, con diferentes tensiones y entornos.

Estos equipos, tropicalizados para responder a los perfiles eléctricos y climáticos de Latinoamérica, garantizan un rendimiento óptimo incluso en entornos exigentes. La compañía apunta así a reducir los fallos de instalación y mantenimiento, uno de los principales desafíos para los proyectos solares y de almacenamiento en la región.

En este contexto, Ricci advirtió que el progreso tecnológico sólo puede consolidarse si va de la mano de marcos normativos sólidos que respalden las inversiones en storage. Aunque hoy el juego financiero resulta atractivo, «sin reglas claras y previsibles el desarrollo se ralentiza», por lo que consideró esencial que las políticas públicas mantengan el ritmo de la innovación.

El mensaje coincide con los llamados de otros mercados latinoamericanos, como Chile y México, donde el desarrollo de sistemas BESS (en proyectos híbridos o stand alone) avanza más rápido que la actualización regulatoria. 

El país andino superará los 2 GW operativos de almacenamiento para enero de 2026, cifra que representa un adelanto de cuatro años sobre la meta oficial fijada para 2030. Pero la expansión es aún más significativa si se contempla la cartera de proyectos en fase de construcción, ya que se proyecta que la capacidad instalada en baterías en dicho país podría alcanzar los 8,6 GW en 2027 y, por ende, también se anticipará la meta de 6 GW al 2050.

En cuanto a México, el plan gubernamental prevé 6 proyectos FV híbridos (2027-2028) con 574 MW BESS y un horizonte de 8412 MW de almacenamiento 2028-2038 (PRODESEN).

Por último, Ricci agregó que Solis diferencia su estrategia al enfocarse en la transferencia de conocimiento, como pilar de su expansión, dejando claro que acompañan a sus socios locales con formación constante, ya que la capacitación resulta “clave para la eficiencia y la seguridad de los proyectos”.

En la misma línea, la compañía impulsa espacios de formación técnica regional para instaladores y EPCistas, fortaleciendo las capacidades locales y la seguridad operativa de los proyectos. 

Con esta visión, y con más de 80 GW de capacidad de fabricación anual, Solis refuerza su posición como uno de los principales actores del sector de inversores a nivel global y marca una tendencia en la integración abierta entre sistemas, clave para el despliegue masivo del almacenamiento en LATAM.

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La licitación PET-3 para proyectos de transmisión en Guatemala fue declarada desierta, según pudo confirmar Energía Estratégica en base a información obtenida. El único participante del proceso no presentó toda la documentación técnica requerida, lo que impidió que fuera declarado solvente por la Junta Calificadora.

El Ministerio de Energía y Minas aún no ha confirmado si ratificará lo resuelto por la Junta, por lo que el futuro inmediato de los proyectos está sujeto a definiciones políticas. Esta situación marca un nuevo punto de inflexión en el desarrollo del sistema de transmisión, considerado estratégico para la estabilidad eléctrica del país.

Tal como lo habría anticipado el medio anteriormente, el proceso ya enfrentaba cuestionamientos por parte del sector privado, que había advertido sobre riesgos contractuales, baja bancabilidad y escasa certidumbre en la recuperación de inversiones. De hecho, la participación de un único oferente —proveniente del propio sector público— ya evidenciaba el bajo interés que generaron las condiciones del pliego.

La licitación contemplaba once proyectos que totalizan más de 230 kilómetros de nuevas líneas de transmisión, distribuidos en diferentes regiones del país. Estas obras son consideradas fundamentales para reducir los cuellos de botella del sistema, asegurar la incorporación de nueva generación renovable y mejorar la confiabilidad del servicio.

El modelo de contratación se basaba en un esquema de remuneración a través de tarifa durante un plazo de quince años, sujeto a la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). Esa estructura, sumada a incertidumbres legales y técnicas, fue señalada por actores privados como una de las principales barreras para presentar ofertas.

Frente al fracaso del proceso, la Ley General de Electricidad prevé alternativas que ahora deben activarse con celeridad. Entre ellas se destacan las obras por iniciativa propia —donde un desarrollador asume el proyecto con aprobación regulatoria— y los acuerdos entre partes, que permiten viabilizar infraestructura mediante consensos bilaterales sin necesidad de un concurso abierto.

El desenlace de PET-3 pone en alerta a todo el sector energético, ya que el estancamiento en la expansión de redes puede derivar en cuellos de botella críticos en los próximos años. Sin una respuesta rápida y coordinada del Estado, se comprometen los objetivos de crecimiento de la capacidad instalada, sobre todo en lo que refiere a proyectos de generación renovable que dependen de nueva infraestructura de evacuación.

Por ahora, la incertidumbre domina el escenario. La decisión final del Ministerio sobre la ratificación del fallo técnico será clave para determinar si se reinicia el proceso bajo nuevas condiciones o si se abre el camino hacia otros mecanismos de desarrollo previstos por la normativa. Lo que está claro es que la hoja de ruta de la transmisión en Guatemala deberá reformularse, con señales claras para atraer inversión privada y asegurar la ejecución efectiva de los proyectos.

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“Dato mata relato”, sintetizó Alexandra Hernández, presidenta ejecutiva de SER Colombia, al describir la situación actual del mercado eléctrico que deja en evidencia la necesidad de acelerar el desarrollo de energías renovables si quiere evitar un déficit estructural de energía en los próximos dos años.

Las cifras oficiales muestran que el consumo crece al doble que la oferta, lo que obliga a tomar decisiones urgentes.

Durante su participación en el Future Energy Summit (FES) Colombia, destacó que las renovables ya representan el 12% de la capacidad instalada del país, con 85 parques de mediana y gran escala que suman 2.300 MW operativos. Hace apenas dos años, ese porcentaje no superaba el 2%.

En paralelo, el segmento de autogeneración también muestra una evolución récord: el número de proyectos identificados pasó de 9.000 a más de 21.000 en menos de un año, superando 1 GW de potencia instalada y con ahorros de entre 30% y 90% en los costos de energía para las empresas.

Otro de los datos que llamó la atención fue que el 80% de los colombianos apoya el desarrollo de energías renovables, según un estudio realizado junto al Centro Nacional de Consultoría, y que la sociedad está cada vez más informada sobre la transición energética.

Pese a la percepción de un mayor rechazo, este está concentrado en algunas regiones y en las plantas de mayor escala.

Sostener el ritmo inversor

Hernández advirtió que el tiempo corre y el país necesita dar señales claras para atraer inversión. El principal obstáculo para la directiva está en la regulación: más de 6.500 MW cuentan con conexión aprobada pero aún no logran cerrar financieramente. Para revertir esa situación, SER Colombia trabaja junto al Gobierno en tres frentes prioritarios:

• Reactivar las subastas de contratos de largo plazo, recogiendo las lecciones de los procesos anteriores para ofrecer estabilidad y certidumbre a los inversionistas.
• Ajustar la subasta del cargo por confiabilidad, cuyas condiciones actuales dificultan la participación de las fuentes renovables y encarecen los precios de energía.
• Acelerar la regulación del almacenamiento, que ya cuenta con un primer borrador y con una cámara integrada por 18 empresas del sector, pero que requiere definiciones técnicas para integrarse efectivamente a la red y a los proyectos de autogeneración.

Cabe señalar que ya se han hecho públicas las actualizaciones de LASolar y LAEólica (en consulta) que reducen trámites sin perder rigor técnico. El objetivo es extender este modelo a la eólica, las pequeñas centrales hidroeléctricas y la transmisión, donde los tiempos administrativos siguen siendo un cuello de botella.

“Podemos tener la mejor normatividad, pero cada actor debe cumplir su rol: las empresas deben hacer bien su trabajo técnico y social, y el Estado debe responder en los plazos normativos. Si reducimos los tiempos, Colombia podrá acelerar su transición energética”, concluyó Hernández.

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México oficializó este 23 de octubre las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) que regulan el otorgamiento, modificación y vigencia de permisos para la generación y almacenamiento de energía eléctrica. Emitidas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y publicadas en el Diario Oficial de la Federación (DOF), estas disposiciones establecen un marco unificado y obligatorio que aplica a todas las personas físicas, morales y entidades públicas que deseen desarrollar proyectos eléctricos en el país. La regulación incorpora criterios legales, técnicos y financieros y se alinea de manera estricta con los principios de planeación vinculante definidos por la Secretaría de Energía.

La publicación se da en un momento clave, tras el reciente llamado del Gobierno mexicano al sector privado para desarrollar 6000 MW de energías renovables, hecho que anticipa un incremento considerable en solicitudes de permisos. Este nuevo marco regulatorio busca brindar certeza jurídica y operativa en un contexto de transición energética donde se requiere ordenamiento, agilidad administrativa y alineamiento con la expansión planificada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Una de las principales definiciones de la normativa es que cualquier Central Eléctrica o Sistema de Almacenamiento con capacidad igual o superior a 0,7 MW deberá contar con un permiso expedido por la CNE. Se mantiene la excepción para generadores exentos por debajo de este umbral. La norma contempla tanto proyectos de autoconsumo como de generación para el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como infraestructura destinada a la exportación de energía o desarrollada en esquemas de inversión mixta entre el Estado y privados.

Para los proyectos de autoconsumo interconectado con capacidad entre 0,7 y 20 MW, se mantiene un trámite simplificado conforme al Acuerdo publicado el 6 de agosto de 2025. En estos casos, se exige documentación adicional que acredite la razón social de los usuarios, la red particular, la capacidad de inyección y los contratos de servicio si existieran varios usuarios. Asimismo, se establecen parámetros específicos para los esquemas aislados, sin conexión al SEN, exentos de presentar manifestación de impacto social si su capacidad no supera los 20 MW.

Para los proyectos dirigidos al MEM, se deben detallar el tipo de figura legal bajo el cual operarán (particulares, públicos o mixtos), el tipo de tecnología, la capacidad instalada en corriente alterna y directa, el consumo de combustible en caso de aplicar, y el programa de obras desglosado por etapas. En los casos de producción de largo plazo, se debe presentar el contrato correspondiente con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y acreditar que la totalidad de la energía será destinada a esta empresa pública. En esquemas de inversión mixta, se debe demostrar que la CFE mantiene una participación igual o superior al 54% en el proyecto.

Respecto al almacenamiento, la nueva regulación establece los requisitos técnicos, documentales y financieros específicos para obtener permisos. Los solicitantes deben presentar diagramas unifilares, fichas técnicas de los sistemas, cronogramas de ejecución, planes de operación comercial y documentación que respalde la capacidad técnica y financiera para ejecutar el proyecto. Además, es obligatorio contar con resultados del Estudio de Impacto o su versión rápida, elaborados por el CENACE, para verificar la viabilidad de interconexión al SEN.

Uno de los pilares de la normativa es el robustecimiento de los requisitos financieros y técnicos. Los interesados deberán demostrar experiencia en proyectos similares, presentar estados financieros auditados de los últimos dos años, y entregar un plan de financiamiento completo que incluya flujos netos de capital, esquema de inversión, aportaciones y cartas de intención o de crédito irrevocable que garanticen la ejecución del proyecto. Todo esto se acompaña de un plan de negocios detallado con proyecciones de rentabilidad, costos operativos, tasas de retorno y análisis de riesgo.

La solicitud de permisos deberá realizarse a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CNE, en formatos oficiales que incluyen tanto información jurídica como técnica del proyecto. La documentación exigida varía según se trate de una persona física, moral, dependencia estatal o empresa pública, pero en todos los casos se requiere acreditar la personalidad jurídica, situación fiscal, capacidad legal y técnica, y el conocimiento y compromiso con el marco regulatorio aplicable.

Una vez presentada la solicitud, el procedimiento de evaluación tiene un plazo máximo de 60 días hábiles, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico. La CNE podrá autorizar, requerir información complementaria, o negar la solicitud si se identifican riesgos para la accesibilidad, seguridad o sostenibilidad del sistema, o si la documentación es insuficiente o contiene datos falsos. Las negativas deberán estar debidamente fundadas y motivadas.

Otro aspecto central es la determinación de la vigencia de los permisos, la cual queda sujeta al tipo de figura y modalidad del proyecto. Para los permisos de autoconsumo, la vigencia será de 20 años. Los proyectos orientados al Mercado Eléctrico Mayorista tendrán una vigencia de 25 años, mientras que los desarrollados bajo esquemas mixtos podrán alcanzar hasta 30 años. En el caso de migraciones de centrales en operación, se otorgarán 15 años adicionales, sumados al periodo restante del permiso original, con un límite máximo de 30 años. Por su parte, las centrales migradas que aún no estén en operación tendrán una vigencia de 20 años si corresponden a autoconsumo y de 25 años si se destinan al MEM.

El acuerdo también regula las condiciones para modificar permisos existentes, ya sea por cambios técnicos, actualizaciones legales, cesiones, migraciones, fusiones o escisiones. En cada caso, se deberá presentar la documentación soporte y seguir los procedimientos establecidos. Se aclara que no se podrá iniciar la construcción de infraestructura sin haber obtenido primero la autorización definitiva en materia de impacto social emitida por la Secretaría de Energía, y sin que esta haya sido notificada formalmente a la Comisión Nacional de Energía.

Con estas nuevas disposiciones, el Gobierno mexicano consolida una estrategia regulatoria que busca compatibilizar la apertura a la inversión privada con la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico nacional, en línea con los objetivos de confiabilidad y sostenibilidad. La inclusión de la planeación vinculante como eje de evaluación y otorgamiento de permisos marca un cambio de fondo, orientado a garantizar que cada proyecto esté alineado con la expansión ordenada del SEN y que cuente con los elementos necesarios para ejecutarse de forma responsable.

Esta actualización normativa representa un avance sustantivo en la modernización del marco regulatorio del sector eléctrico mexicano, al definir con claridad los requisitos, procesos y criterios que deben seguir todos los actores del ecosistema energético nacional. En un escenario de crecimiento de renovables, apertura al sector privado y presión por cumplir metas climáticas, las DACGs permitirán a desarrolladores, inversores e instituciones públicas operar bajo reglas claras, transparentes y orientadas al cumplimiento técnico y estratégico.

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Costa Rica enfrenta un momento clave para redefinir su estructura energética. Pese a contar con una de las matrices más limpias del continente, los marcos regulatorios actuales limitan la expansión de proyectos renovables de gran escala, especialmente en energía solar. Así lo advirtió Jorge Dengo, vicepresidente de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE), durante el segundo día del Future Energy Summit (FES) Colombia, donde participó en el panel sobre sinergias regionales para acelerar la transición energética.

“Costa Rica tiene hoy dos esquemas de participación privada, uno de IPPs puros hasta 20 MW y otro BOT de hasta 50 MW, pero el Estado dejó de usar el segundo hace más de una década”, explicó Dengo.

Ante este panorama, desde la organización impulsan una reforma estructural que ya se debate en el Congreso. La propuesta busca habilitar proyectos mayores, fomentar la competencia con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y permitir contratación directa entre privados.“Se requiere un cambio en la ley de generación privada que permita incorporar proyectos más grandes”, señaló.

La base del sistema costarricense ha sido históricamente renovable. El 15% de la generación actual es geotérmica y el 12% corresponde a fuentes eólicas. Sin embargo, la expansión solar de gran escala apenas comienza a activarse.

“Solar Utility Scale es donde estamos muy rezagados. Recién en 2023 se hizo la primera subasta para proyectos de hasta 20 MW”, reconoció.

Esto se debe, en parte, a que la participación privada ha sido limitada tanto por la normativa como por la estructura del sistema, dominado por un operador verticalmente integrado. Aunque hay avances en generación distribuida, la escala industrial aún está restringida por ley.

Uno de los ejes del proyecto que impulsa ACOPE es habilitar contratos entre generadores privados y grandes consumidores, una práctica común en otros mercados. “Parte de la intención es que pueda haber contratos con grandes clientes”, indicó. La Cámara de Industrias de Costa Rica respalda esta iniciativa, pero algunas distribuidoras estatales, municipales y cooperativas han mostrado reticencias.

Además, se busca separar las funciones del operador del sistema. Actualmente, una misma entidad administra la planificación, comercialización y el despacho. La reforma plantea que el Ministerio asuma la planificación y que el despacho y la comercialización estén a cargo de un operador independiente.“Se necesita independencia para que el sistema funcione en beneficio del país y no de una sola entidad”, planteó.

ACOPE también mira hacia el plano regional. Centroamérica cuenta con una interconexión de 300 MW que conecta Guatemala con Panamá, pero no opera a plena capacidad por limitaciones internas en algunos países. Además, la conexión entre Panamá y Colombia permitiría unir eléctricamente América del Norte con Sudamérica, un hito sin precedentes.

Para Dengo, la clave está en el alineamiento regulatorio y una voluntad política coherente a largo plazo, más allá de los ciclos de gobierno. En ese escenario, el sector privado tiene un rol clave en la construcción de consensos.“Nuestra tarea como gremios es educar a reguladores y políticos, influir en regulaciones y políticas de Estado para que se logre la interconexión”, remarcó.

También destacó el impacto sistémico de esta apertura: fortalece las redes eléctricas y facilita el intercambio económico entre países.“La interconexión da robustez a las redes y facilita el intercambio económico entre países”, resumió.

Con esta reforma en curso, Costa Rica podría habilitar una nueva etapa para su sector energético, con mayor participación del sector privado, reglas claras, competencia transparente y mejores condiciones para integrar nuevas renovables.

Revive el segundo día de FES Colombia: 

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América Latina y el Caribe (ALC) alcanzaron en junio de 2025 el mayor índice de generación renovable del año: un 71% de su electricidad provino de fuentes limpias, de acuerdo con el informe mensual publicado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato se ubicó apenas dos puntos por debajo del récord alcanzado en 2024, cuando la renovabilidad marcó un 73%.

Este aumento se dio incluso en un mes donde la generación total cayó un 6% respecto a mayo. La razón: las fuentes fósiles disminuyeron su participación en mayor proporción que las renovables, lo que elevó el índice general de renovabilidad.
“La estructura de generación de ALC mantiene una alta proporción de renovables, liderada por la hidroenergía, la eólica, la solar y la bioenergía”, destacó OLADE.

Actualmente, la región presenta una de las matrices eléctricas más limpias del mundo. Esto se explica no solo por la histórica dependencia de la hidroelectricidad, sino también por una integración progresiva de otras fuentes renovables en los últimos años, en especial la solar y eólica en países como Chile, Brasil, México o Uruguay.

En ese contexto, la hidroelectricidad mantuvo su dominio con un 51,3% de participación. En comparación interanual, fue la fuente que más creció, con 16,3 TWh adicionales frente a junio de 2024, gracias a condiciones favorables de precipitaciones y caudales.
“La hidroelectricidad mantiene la hegemonía sobre las otras fuentes”, sostuvo la organización, que señaló también que el gas natural y la hidráulica juntas representaron el 72% de la matriz.

Un punto distintivo del mes fue el desempeño de la bioenergía, que fue la única fuente que creció respecto a mayo. Aumentó 32% en un solo mes, aportando 2 TWh adicionales al sistema. Su participación subió del 3,1% al 4,3%, consolidando una tendencia creciente. Según OLADE, esta categoría incluye biogás, biomasa sólida y biocombustibles líquidos.

El informe identificó a nueve países que superaron el índice promedio regional del 71%. Paraguay y Costa Rica alcanzaron el 100% de generación renovable, seguidos por Uruguay con un 98%. Completan el grupo Brasil (95%), Venezuela (92%), Colombia (91%), Ecuador (90%), Belice (77%) y Panamá (71%).

“La mayoría de estos países mantiene estructuras eléctricas altamente renovables, con predominancia hidráulica complementada por solar, eólica o biomasa”, explicó la organización.

En la comparación semestral acumulada de los últimos tres años (enero-junio de 2023, 2024 y 2025), se observó un crecimiento promedio del 7% anual en la generación eléctrica de la región. Solo la hidroenergía mostró una tendencia creciente sostenida. Las demás fuentes renovables tuvieron variaciones sin un patrón definido, mientras que el uso de petróleo fue el más inestable.

Estos indicadores permiten a gobiernos, empresas eléctricas y organismos multilaterales evaluar en tiempo real la evolución de la transición energética. El índice de renovabilidad, en particular, se consolida como una herramienta útil para medir el peso de las tecnologías limpias y orientar políticas públicas hacia una matriz descarbonizada.

Para OLADE, disponer de información mensual como esta permite una evaluación integral del sistema eléctrico y mejora la toma de decisiones en planificación energética.

“Disponer de información mensual sobre generación eléctrica es de importancia estratégica para un seguimiento y evaluación integral del sistema”, subrayó la entidad. También remarcó que el sector eléctrico es un eje del desarrollo económico, social y ambiental de los países de ALC, y que estos avances en renovabilidad fortalecen la transición energética en la región.

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La Ley 32249 representa un cambio estructural en el sector eléctrico peruano al introducir un principio fundamental: la competencia. Así lo sostuvo Roberto Tamayo Pereyra, exdirector general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), durante su exposición en el panel “Conversación Destacada: Política energética y visión renovable del Perú al 2050” en el evento FES Perú.

Según Tamayo, uno de los avances más importantes de esta nueva legislación es que permite separar la contratación de energía y potencia por bloques horarios, lo que genera una mayor apertura del mercado. “Tal vez lo más importante del espíritu de la ley es que esta genera un principio de competencia”, manifestó el exfuncionario.

Para Tamayo, esta medida puede transformar estructuralmente el diseño de mercado. En comparación con otros países de la región, señaló que en Chile los contratos vinculan directamente la potencia con la energía, mientras que en Perú esta separación abre oportunidades de entrada para nuevos actores y contribuye a bajar los precios mediante mecanismos más competitivos. “Se necesitan más actores para hacer más competitivo al mercado, y eso es un ganar-ganar”, planteó.

Este diseño también permitiría, según su visión, disipar temores sobre una eventual sobreoferta o baja demanda, ya que facilita una asignación eficiente y flexible de los recursos.

Más allá de los avances normativos, Tamayo advirtió que la regulación por sí sola no basta: es indispensable contar con un plan energético estructurado y de largo plazo. En contraste con países como Chile, donde existe una hoja de ruta clara, Perú aún opera con “planes que se mueven en ventana móvil y no son muy difundidos”, lo que complica la toma de decisiones estratégicas tanto para el Estado como para los inversionistas.

Otro de los ejes urgentes señalados por Tamayo fue la planificación técnica para la seguridad del sistema, especialmente en lo referido a los servicios complementarios. A su juicio, todos los actores deben asumir su rol en el sostenimiento operativo del sistema. “La seguridad es tarea de todos”, enfatizó. Asimismo, sostuvo que debe haber un sinceramiento de los costos de la flexibilidad, especialmente en centrales que asumen esa responsabilidad. “Se tiene que sincerar los costos que irroga la flexibilidad en las centrales que la desarrollan”, indicó.

En este contexto, resaltó la necesidad de construir una matriz energética equilibrada en la que todas las tecnologías —renovables, hidráulicas y térmicas— jueguen un rol esencial para garantizar la confiabilidad. “Los sistemas no van a poder sobrevivir sin hidráulicas y sin térmicas”, afirmó, en línea con experiencias observadas en mercados como Alemania, Australia o Chile.

Finalmente, Tamayo subrayó la importancia de avanzar con propuestas estructurales ya elaboradas por la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector Electricidad, entre ellas la creación de un regulador independiente, que permita proteger al sector de vaivenes políticos y garantizar decisiones técnicas en la implementación normativa.

“Después de casi 19 años sin reforma, es importante que esta exista para afrontar temas como los servicios complementarios, el almacenamiento y la flexibilidad”, concluyó ante un auditorio que, según sus palabras, debe prepararse para competir con reglas claras, eficiencia operativa y visión de largo plazo.

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Costa Rica enfrenta un cambio estructural en su modelo energético distribuido. Tras más de una década de protagonismo solar, el almacenamiento con baterías emerge como el nuevo estándar tecnológico para hogares, pymes e industrias, desplazando a los sistemas fotovoltaicos tradicionales. Así lo plantea GoSolar, una de las compañías líderes del mercado, con un 25% de participación en generación distribuida interconectada.

“El trono que tenían los sistemas fotovoltaicos como los reyes de la generación distribuida está viéndose desafiado por los sistemas fotovoltaicos con almacenamiento”, explicó Alberto Rodríguez, CEO de la firma, en conversación con Energía Estratégica. El ejecutivo detalló que esta transformación responde a una combinación de factores globales y locales, entre ellos la caída de precios en baterías, un entorno financiero más accesible y una demanda creciente por independencia energética.

El impulso del almacenamiento se disparó tras un golpe regulatorio que alteró el ritmo de crecimiento solar. Rodríguez recordó que la entrada en vigor de la Ley 10086 y las nuevas tarifas definidas por ARESEP modificaron las condiciones para pequeños consumidores.

 “Duplicaron los paybacks al agregar el bien llamado “Impuesto al Sol”, que es la tarifa de acceso. Básicamente vuelve casi inviables los sistemas para todos los pequeños consumidores”, afirmó.

La consecuencia fue clara: menor número de nuevos usuarios conectados a sistemas solares tradicionales. “Menos de 3000 kWh por mes es más de dos tercios del país. Naturalmente, la cantidad de nuevas personas conectándose tuvo que ir a la baja”, precisó. En contraste, las importaciones de baterías se duplicaron en 2024 respecto a 2023, y 2025 ya superó al año anterior, reflejando un nuevo ciclo tecnológico. “Estamos en un punto donde el almacenamiento hoy está donde estaba la generación fotovoltaica hace unos 10 o 12 años”, indicó.

GoSolar destacó el valor del almacenamiento conectado a red: “Los clientes pueden atacar ahora no solo los rubros de energía, sino también los cobros por potencia, conocidos como cobros por demanda”, señaló Rodríguez. Esto abre una nueva vía de ahorro: “El cobro por demanda puede rondar el 40 al 60% de la factura y antes no podías atacarlo”, sostuvo. Las proyecciones son contundentes: “Teniendo resultados de ahorro impresionantes y paybacks incluso menores a los 3 años, que es algo que ni en la mejor época de solar habíamos visto”, agregó.

Desde la visión de GoSolar, esta evolución tecnológica está transformando el rol del usuario en la red. “Veo un futuro donde difícilmente estemos instalando solo sistemas solares para un cliente”, advirtió Rodríguez. “Vas a estar instalando en todos los sitios solar con almacenamiento”.

El ejecutivo planteó que descentralizar la red permite reducir pérdidas por transformación y distribución, y evita grandes inversiones estatales. “Lo que nosotros proponemos es un modelo donde sean los usuarios de la red quienes hagan estas inversiones. Se financian a través del ahorro de sus facturas energéticas”, explicó. 

Además, remarcó que este modelo es esencial para permitir la electrificación de sectores aún altamente dependientes de combustibles fósiles. “El sector transporte representa casi un 50% del consumo energético del país y está totalmente dependiente de gasolina, diésel y petróleo”, alertó. “Cada vez que estamos instalando paneles, cada vez que estamos poniendo baterías, estamos creando la infraestructura necesaria para que el país logre electrificar la flota vehicular y enfrentar los desafíos que se avecinan”.

Lejos de enfrentar barreras financieras, GoSolar identificó al financiamiento como un factor catalizador. Rodríguez subrayó el rol de la banca local: “Promérica, el BAC y el Banco Nacional han sacado líneas bastante atractivas para este tipo de financiamientos”. 

Según el CEO, el verdadero reto está en la ejecución comercial: “El auge que se avecina en energía, en almacenamiento y en generación necesita ser aprovechado por EPCistas, instaladores, vendedores de alta calidad”. Como muestra del momento que vive el mercado, la empresa duplicó el tamaño de su equipo de ventas en los últimos tres meses. “Realmente los clientes ya confían en la tecnología. Estas son tecnologías probadas por décadas. El costo de los productos ya está ahí. Ya no vemos los problemas en el supply chain”, añadió.

La firma tiene previsto ejecutar un pipeline de 20 millones de dólares en proyectos híbridos entre 2025 y 2026. “Ese es el nivel de certeza que tengo en el mercado”, expresó Rodríguez. A enero de 2025, ya había instalado más de 25 MW, sobre un total de 100 MW reportados en el país.

Como siguiente paso, GoSolar apunta a expandirse a nivel regional. “Ya hemos mandado en dos ocasiones personas a Panamá. La legislación es tremendamente más amigable que la de Costa Rica”, indicó Rodríguez. También mencionó oportunidades activas en República Dominicana, Honduras y Guatemala.

El gerente de ventas, Khristopherson Agüero, destacó que la compañía ya cuenta con las capacidades operativas necesarias para ese salto regional: “Tenemos más de 80 colaboradores a tiempo completo. Hemos llegado a ser 110. Somos una empresa elástica con capacidad de crecer”. Y reforzó: “Ya hemos generado una estructura de procesos robusta, que es lo que definitivamente nos va a servir como plataforma para esa expansión”.

Agüero sostuvo que el mercado ya está maduro: “No es una moda, no es greenwashing. Es un caso de negocio muchísimo más robusto que el status quo”. Para el ejecutivo, la experiencia técnica y operativa es hoy la principal ventaja competitiva. “Ya no estamos explicando qué es un panel. Ahora los clientes preguntan por logística, retorno y respaldo del EPC”.

Con 12 años de trayectoria, equipo técnico completo y una hoja de ruta clara, GoSolar apuesta por consolidarse como líder en la nueva etapa energética de Costa Rica. “Estamos en modo productivo: ejecutar, cerrar, construir, interconectar”, concluyó Agüero. “Es una posición privilegiada para estar”.

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Durante el Future Energy Summit (FES) Colombia, el director ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), Antonio Jiménez Rivera, confirmó que el organismo está trabajando una regulación orientada a la modificación del mercado eléctrico nacional: “Estamos con la modernización del mercado a nivel interno, seguramente el próximo año tendremos una regulación en esa dirección”.

Esto ya forma parte de la Agenda Regulatoria Indicativa 2025 publicada por la CREG, que contempla medidas destinadas a integrar de manera más eficiente las fuentes renovables, los sistemas de almacenamiento y los mecanismos de respuesta a la demanda.

Se plantea la necesidad de actualizar los procedimientos operativos y las señales de precio para fortalecer la sostenibilidad y competitividad del sistema eléctrico colombiano.

Cabe recordar que en abril de 2025, la CREG publicó para consulta pública el Proyecto de Resolución CREG 701 086 de 2025, que introduce el mecanismo de Despacho Económico de Operación en Tiempo Real (DEOTR).

Este sistema propone ajustes de redespacho cada 30 minutos y consignas automáticas de generación cada cinco, con el objetivo de reducir desviaciones y otorgar mayor flexibilidad al sistema. El documento aún se encuentra en etapa de revisión de comentarios y constituye la base técnica para la implementación futura del mercado intradiario.

Desde el sector, los actores valoran el avance, pero esperan definiciones concretas sobre los plazos de adopción y el alcance operativo que tendrá la medida.

Prioridades regulatorias

Asimismo, entre las prioridades regulatorias que sostiene la CREG, Jiménez Rivera mencionó tres ejes centrales: el proceso de subasta del cargo por confiabilidad, la creación de un nuevo esquema de mercado para las baterías —que actualmente no tienen una participación activa en el sistema colombiano— y la mayor integración de la demanda, tanto residencial como industrial, mediante mecanismos de autogeneración, comunidades energéticas y respuesta a la demanda.

La CREG mantiene abierta a comentarios la resolución del nuevo esquema de cargo por confiabilidad, y al respecto su director ejecutivo anticipó que el equipo revisará las observaciones de los agentes “buscando una mejor participación y atraer nuevos actores al mercado.”

Sin embargo, la confianza en el suministro y en el mercado sigue siendo cuestionada por actores del sector y el referente enfatizó en que es una prioridad para la CREG.

“No hay una discusión sobre la necesidad de contar con un esquema confiable. Desde la Comisión estamos tratando de dar de la mejor manera las señales en las cuales podemos conseguir confiabilidad”, afirmó el Comisionado, reconociendo que, en la actualidad, las dificultades para la ejecución de proyectos energéticos presenta nuevos desafíos sociales y ambientales: “Ya no estamos en la situación que teníamos hace 15 años cuando los proyectos se diseñaban y se hacían”. 

Y dejó claro que la CREG asume el rol de ajustar la regulación para favorecer la ejecución efectiva de inversiones renovables y de infraestructura, considerando que los reclamos de las comunidades son hoy un factor estructural del sistema.

Para revivir el debate completo sobre “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, celebrado en el FES Colombia, junto a Raúl Lancheros (Director de Asuntos Sectoriales y Regulación – ACOLGEN), Amylkar Acosta (Ex Ministro de Minas y Energía) y Nicolás Rincón Munar (Director de Infraestructura y Energía Sostenible – DNP), accedé a la transmisión en vivo por YouTube.



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La segunda jornada del encuentro Future Energy Summit (FES) Colombia 2025 contó con un desayuno de networking exclusivo que reunió a altos referentes del sector energético de América Latina y el Caribe. 

Durante la conversación, autoridades de Guatemala, Honduras y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) coincidieron en que se requiere avanzar hacia una infraestructura eléctrica interconectada para garantizar seguridad de suministro, precios más competitivos y eficiencia operativa. Pero también reconocieron que la región enfrenta desafíos técnicos, regulatorios y políticos que no pueden postergarse.

“Llevamos a la reunión de ministros declaraciones que consideramos prioritarias, siendo una de ellas comenzar conversaciones, evaluaciones y negociaciones para un tratado de integración regional”, reveló la jefa de Gabinete de OLADE, Mijal Brady. 

El organismo plantea armonizar sistemas actualmente fragmentados —como SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central), la Comunidad Andina (CAN) y diversas conexiones bilaterales— con el objetivo de consolidar un modelo supranacional que optimice recursos e inversiones. 

“Nuestra visión es migrar a lo que sería la LABI de América Latina”, aseguró Brady, haciendo referencia al sistema de mercado eléctrico integrado que opera en Europa.

Por su parte, Jorge Cárcamo, director de Planeamiento Energético y Política Energética de la Secretaría de Energía de Honduras, explicó que la interconexión regional ya permite responder ante la variabilidad de las fuentes renovables, cubrir picos de demanda y mejorar la resiliencia frente a fallas. 

“Estos sistemas ayudan a complementar la variabilidad de la solar y la eólica, por lo que también permiten abastecer la demanda cuando la capacidad local es insuficiente”, sostuvo.

Mientras que, Juan Fernando Castro Martínez, viceministro de Energía de Guatemala, destacó que su país se ha beneficiado económicamente de las interconexiones vigentes: “Actualmente Guatemala recibe 45 MW desde Panamá y compra 150 MW a México. Y estas transacciones han generado aproximadamente 40 millones de dólares en ingresos para el país”.

Asimismo, repasó la infraestructura clave que permite estos intercambios, con especial énfasis en un proyecto de transmisión de 1800 kilómetros en 230000 voltios, considerando que Guatemala tiene interconexión con México en 400000 voltios, otra con Honduras, y dos con El Salvador”. 

Sin embargo, estas líneas no están aprovechadas en su totalidad y algunos problemas de gobernanza dificultan la operación coordinada, de manera que la FTL presentó su renuncia al SIEPAC, aunque sin efecto inmediato.

Desafíos técnicos, normativos y financieros de cara a 2030

Entre los principales obstáculos, Cárcamo advirtió sobre los riesgos derivados de la desarmonización regulatoria, especialmente en el contexto de la transición energética, que podrían “reducir la probabilidad de un ecological dumping”. Es decir que si un país con alta generación limpia compra energía barata generada con carbón en otro país, se encarece la huella de carbono de la región y se distorsiona la competencia.

Brady también señaló que los aspectos ambientales y sociales deben estar en el centro de la planificación. Recordó que muchas líneas de transmisión atraviesan territorios con comunidades indígenas y ecosistemas sensibles. “Estos temas tienen cada vez más relevancia, porque las sociedades están exigiendo mayor protección”, indicó.

Desde el plano político, el panorama tampoco es sencillo. “El 2025 es un año con muchas elecciones en América Latina, lo que significa cambios de gobierno y de posición política. La integración requiere voluntad sostenida y coordinación entre actores públicos y privados”, subrayó la jefa de Gabinete de OLADE. 

En el plano técnico, Cárcamo alertó sobre la necesidad urgente de modernizar las redes de transmisión. Mencionó el caso de la hidroeléctrica PATUCA III, que opera al 50% de su capacidad porque las líneas disponibles no soportan la energía que puede generar. Situación que motivó a Honduras a lanzar un programa de actualización de infraestructura, que —según el funcionario— “debería replicarse en varios países de la región”.

El financiamiento es otro pilar clave para sostener este proceso, por lo que los fondos climáticos internacionales serán determinantes en la próxima década para fortalecer las redes y, por ende, los sistemas interconectados. 

“También se necesitan  contratos que den previsibilidad (…)Guatemala importa energía de Panamá con acuerdos de solo tres meses. Así es muy difícil atraer inversión”, remarcó el viceministro de Energía de Guatemala.

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República Dominicana atraviesa un momento decisivo en su desarrollo energético. El país caribeño ha comenzado a estructurar su mercado de renovables con un marco regulatorio más claro, tanto para la contratación de proyectos como para la integración técnica del almacenamiento. Este proceso se refleja en la implementación de licitaciones públicas, la obligatoriedad de incorporar baterías en nuevos proyectos renovables y, recientemente, la habilitación de sistemas de almacenamiento “stand alone” por decreto presidencial.

En entrevista con Energía Estratégica, Michelle Abreu Vargas, vicepresidenta de la Asociación de Fomento de las Energías Renovables del Público Americano (ASOFER) y representante de la firma SAV Advisors, destacó que “República Dominicana es un excelente destino de inversión en el sector de renovables” y aseguró que “está en el mejor momento”.

Abreu Vargas explicó: “Aunque tenemos desde 2007 una ley de incentivo a las renovables, todavía el mercado no estaba maduro”. Detalló que durante muchos años fue difícil acceder a financiamiento y establecer precios competitivos para la compraventa de energía. 

Sin embargo, ese escenario cambió. “En los últimos cinco años, en general se han duplicado los proyectos de renovables, se han firmado más de 24 PPA en los últimos cuatro años con el gobierno”, resaltó.

La ejecutiva subrayó que esta nueva etapa también marca un cambio en el esquema de contratación: “Se ha abierto la primera licitación de renovables. Antes se hacían contratos directos y la regulación ahora ha establecido este esquema”. Se trata de una licitación pública por 600 MW, que representa una porción significativa si se considera que la capacidad instalada disponible ronda los 4.200 MW. “600 de renovables dentro del todo es un número importante”, indicó.

Esta convocatoria, señaló, es solo el comienzo. “El regulador y las autoridades han dicho que 600 megavatios es el inicio para renovables, pero que todavía en el pipeline con permisos en proceso y obtenidos deben haber cerca de en total 2.000 o más megavatios”.

Almacenamiento como nueva norma y apuesta de Estado

En paralelo al avance de las licitaciones, el país ha dado pasos concretos para incorporar el almacenamiento energético como parte integral de su transición. Abreu Vargas señaló que “ha habido una regulación reciente, los del 23 y el 24, donde se ha abordado el tema de las baterías, requisitos técnicos, específicamente para renovables, el tema de arbitraje con uno mínimo”.

Precisó que “los proyectos entre 20 y 200 megavatios deben tener obligatoriamente baterías”, y que estas deben representar “un 50% de la capacidad instalada con baterías y por una duración de 4 horas”. A partir de los 200 MW, la evaluación queda en manos de las autoridades.

La vicepresidenta de ASOFER afirmó además que “el regulador está siendo muy proactivo”, con reglamentos ya aprobados y otros en consulta pública, que abordan también los servicios auxiliares y la compensación de estos sistemas.

Durante el panel “Energía Bajo Control: Soluciones de Almacenamiento para la Flexibilidad del Sistema”, en la X Semana de la Energía, Abreu Vargas profundizó: “Siempre vemos el tema de las baterías como apoyo a las renovables haciendo arbitraje, que ya es algo que está en realidad, porque es obligatorio ahora que todo proyecto renovable tenga la batería”.

También allí mencionó una medida reciente que amplía las posibilidades de implementación. “Se ha declarado emergencia nacional en el país prioritario todas las alternativas posibles para aumentar la generación y el abastecimiento, y eso incluye que el presidente emitió un decreto, 517-25, donde se han establecido unas dispensas en los procesos de compras y contrataciones públicas”, afirmó.

Este decreto, emitido hace menos de un mes, habilita nuevas herramientas para acelerar la incorporación de soluciones energéticas, incluyendo las baterías como tecnología autónoma. “Se acaba de abrir una nueva oportunidad bastante, digamos, de rápida implementación para todas las soluciones de baterías stand alone que puedan apoyar mayor generación en el país”, subrayó.

El fortalecimiento regulatorio y técnico del mercado responde a una necesidad estructural: el país experimenta un crecimiento de la demanda superior al promedio regional. Abreu Vargas sostuvo que “la demanda en el público dominicano podría estar creciendo de una forma significativa, mayor al promedio de la región, que más o menos debe andar por el 4% o menos; nosotros estamos creciendo más o menos aproximadamente un 6% cada año”.

Ese crecimiento, explicó, genera una brecha entre oferta y demanda que refuerza el atractivo del país para nuevos proyectos. “Se necesita mucha inversión y nuevos proyectos de generación, entonces hay una gran oportunidad para renovables”, indicó, destacando además que “el país tiene un marco regulatorio muy favorable y metas ya tanto por el Acuerdo de París como por las mismas regulaciones, una meta de que la matriz energética tenga más participación de renovables”.

En este contexto, la inversión extranjera directa ha tenido una respuesta clara. “En los últimos dos años, de toda nuestra inversión extranjera directa, el 25% ha sido el sector de energía. Ha sido el sector de mayor inversión extranjera directa”, precisó. Incluso el turismo, tradicional motor de la economía dominicana, ha quedado relegado. “Se está invirtiendo más en el día la inversión extranjera, y obviamente la local también significativamente”.

Además, remarcó que “el país es un país con mucha estabilidad política, también con un crecimiento destacado en comparación con los otros países de la región, donde crecemos un 5% económicamente”.

Durante su intervención en el panel de la X Semana de la Energía, Abreu Vargas valoró el rol de los espacios de articulación regional. “Es una especie de transferencia de conocimientos, intercambio de experiencias exitosas o incluso experiencias que no han funcionado de todos los países de la región”, explicó.

Este tipo de eventos, afirmó, permiten comprender cómo distintos países han abordado desafíos regulatorios y técnicos. “Es una buena forma de que tengan un mejor contexto, se interesen y empiecen a evaluar inversión en otros países al tener un buen entendimiento”, sostuvo.

Finalmente, valoró la posibilidad de interacción entre actores públicos y privados: “Entre ellos puedan también interactuar. Creo que en ese sentido es una gran oportunidad”.

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El Perú enfrenta una encrucijada clave para garantizar que su transición energética avance con firmeza. Aunque ya existen más de 6.000 MW de proyectos renovables en desarrollo provenientes de grandes actores del sector, la falta de reformas normativas y planificación estructural amenaza con frenar el ingreso de esta energía limpia al sistema. Así lo advirtió César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), durante una conversación destacada en Future Energy Summit (FES) Perú, que reunió a más de 400 líderes energéticos del país.

“El plan de transmisión no puede seguir pensado para eliminar congestiones, sino que debe evolucionar hacia la confiabilidad del sistema”, manifestó Butrón, en un contexto en el que el crecimiento de la generación solar y eólica exige una revisión profunda del modelo actual.

Desde el COES se reconoce que existen proyectos de refuerzo y expansión de redes en curso, pero, según los propios análisis del comité, hacia 2033 se prevén congestiones eléctricas incluso en condiciones normales de operación, lo que implicará vertimientos significativos de energía renovable. El problema, sostiene Butrón, no es técnico, sino normativo y de tiempos: las nuevas plantas con concesiones ya otorgadas entrarán en operación antes de que las obras de transmisión logren concretarse.

En este escenario, Butrón plantea que la actual normativa impide una planificación eficaz. “El plan de transmisión del COES debe cumplir reglas escritas en 22 páginas de una resolución ministerial; no podemos salirnos de ese marco y ese marco no prevé planificación por confiabilidad”, explicó. Frente a este límite, el organismo ya ha propuesto un nuevo conjunto de reglas ministeriales que permitan anticipar necesidades reales del sistema.

El ejecutivo del COES insiste en que la solución no se restringe al ámbito técnico. El problema radica en los procesos institucionales que retardan la ejecución de las obras. “Las congestiones locales que estamos empezando a ver son consecuencia de que las licitaciones no se lanzaron a tiempo. Y si sumamos los retrasos propios de la construcción, no hay forma de que el sistema soporte eso”, advirtió.

Uno de los conceptos centrales planteados por Butrón es la necesidad de reforzar el rol de los servicios complementarios, indispensables para sostener un sistema cada vez más dominado por tecnologías variables como la solar y la eólica. “Los servicios complementarios se necesitan con o sin congestiones, porque son para atender contingencias. Y eso debe estar asegurado, independientemente de la visión renovable del sistema”, afirmó.

Para el presidente del COES, no se trata de excluir a las renovables, sino de que también asuman su responsabilidad técnica. “Las renovables son las que traen variabilidad al sistema. No hay ningún problema en que participen en el mercado de servicios complementarios y se hagan cargo de una parte del costo que eso implica”, sostuvo. En esa línea, propusoque tecnologías como las baterías y otros sistemas de almacenamiento puedan integrarse como soluciones técnicas que ayuden a dotar de flexibilidad al sistema, aunque advirtió que su implementación debe estar correctamente regulada.

En cuanto al debate con otros actores del sector, Butrón también respondió a las propuestas de tener un plan de transmisión con una “mirada renovable”. En su opinión, el sistema no debe tener sesgos tecnológicos, sino ser funcional a las necesidades del país. “El plan de transmisión no es binario. Tiene que construir una red robusta y flexible que atienda lo que el sistema necesite, sea más demanda aquí o más renovables allá”, indicò.

Finalmente, señaló un actor clave en esta ecuación: el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). “El MEF debe simplificar las normas que permiten lanzar los proyectos a tiempo. Si eso no se hace, las licitaciones seguirán llegando tarde y las congestiones serán inevitables”, concluyó. Según el COES, si todos los actores institucionales cumplen su rol con celeridad, no deberían presentarse problemas críticos de congestión en el futuro, aun con una alta participación renovable.

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La X Semana de la Energía organizada por OLADE en Santiago de Chile dejó un consenso casi unánime: América Latina necesita definir reglas más claras, pero también planificar las salidas de los programas de incentivo para que las políticas públicas no se conviertan en obstáculos a largo plazo.

Entre los ejecutivos que más insistieron en ese punto estuvo Marcelo Álvarez, integrante de la Comisión Directiva de de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) e e integrante de la Junta Directiva del Global Solar Council, quien planteó que la región está repitiendo errores que ya deberían haberse superado.

“En general se planifica el ingreso y el éxito del programa de incentivos, pero no la salida”, advirtió durante su participación en el Consejo Empresarial de OLADE, lo que puede provocar distorsiones en el mercado, encarecimiento de los proyectos y freno en la escalabilidad de las tecnologías.

Según argumentó, esto sucede, por ejemplo, con los regímenes de beneficios fiscales o arancelarios que se mantienen por más tiempo del necesario. En lugar de promover la competencia, terminan consolidando nichos ineficientes o empresas dependientes del subsidio.

En otros casos, los incentivos a la generación distribuida —como los net-metering con valores fijos— pierden sentido cuando la matriz cambia y el sistema necesita flexibilidad, no más energía vertida a la red. 

La propuesta para ir contra esto se basa en planificaciones abiertas, auditables y adaptativas, usando herramientas de software de código abierto, incorporando a la sociedad civil en las discusiones regulatorias y explicitando los criterios técnicos y económicos detrás de cada decisión.

Álvarez considera que la región necesita mecanismos de revisión periódica que permitan ajustar los programas conforme cambian los costos tecnológicos, la capacidad de red y las metas de descarbonización.

Esa visión coincide con el diagnóstico de la propia OLADE, que en su Libro Blanco sobre Almacenamiento Energético en América Latina y el Caribe identificó la falta de coherencia normativa como una de las principales barreras al desarrollo.

Según ese documento, las medidas fragmentadas y las políticas de corto plazo provocan pérdidas superiores a 7000 millones de dólares anuales por la imposibilidad de almacenar y aprovechar excedentes de generación renovable.

La cuestión no es menor: la región cuenta con más del 60% de su generación eléctrica proveniente de fuentes renovables, pero sin redes modernas ni mecanismos de almacenamiento la transición corre el riesgo de estancarse.

“El desafío no es solo generar energía limpia, sino sostener un marco de reglas que le dé estabilidad a largo plazo”, definió el referente de CADER y del Global Solar Council.

El contexto argentino: una ley para ordenar incentivos

Argentina enfrenta un escenario complejo: sin acceso al mercado internacional de capitales y con un sistema eléctrico que no incorporó nuevas líneas de alta tensión en las últimas décadas, por lo que resultaría prioritario sistematizar los incentivos existentes y diseñar una Ley de Transición Energética que sirva como “paraguas” para las políticas de financiamiento climático, ya que los incentivos aislados pierden eficacia.

“Argentina necesita financiamiento climático y reglas claras que eviten distorsiones, tanto en los regímenes de promoción industrial como en los de energías renovables”, sostuvo.

En su visión, los fondos internacionales deberían destinarse a proyectos con impacto verificable en reducción de emisiones y resiliencia del sistema eléctrico, no a ampliar infraestructura de gas o prolongar subsidios ineficientes.

Por ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables planea presentar el borrador de la Ley de Transición Energética durante 2026, tras la renovación legislativa. La iniciativa buscará fijar un esquema de incentivos escalonados y temporales, con metas revisables y mecanismos de salida definidos desde el inicio.

“El apoyo político debe basarse en conveniencia económica, no solo en convicción ambiental”, sintetizó el dirigente.

Un debate que recién comienza

El planteo de Álvarez también encaja con las conclusiones generales de la X Semana de la Energía. Los países de América Latina acordaron metas ambiciosas —como alcanzar el 95% de cobertura de cocción limpia y avanzar hacia la integración eléctrica regional—, pero reconocieron que sin reglas previsibles los compromisos corren riesgo de quedarse en el papel.

A ello se suma la presión de nuevos factores externos: exigencias de trazabilidad, huella de carbono e intensidad energética en el comercio internacional. La falta de marcos estables podría traducirse en barreras para-arancelarias que encarezcan las exportaciones de la región.

En ese sentido, ordenar los incentivos y establecer salidas predecibles no es solo una cuestión de eficiencia técnica, sino también de competitividad económica y seguridad jurídica.

La participación de Marcelo Álvarez en la Semana de la Energía dejó el mensaje que los incentivos son necesarios para acelerar la transición, pero solo funcionarán si se conciben como instrumentos temporales dentro de un plan estructural, con puntos de entrada y salida definidos, transparencia en los criterios y una visión regional que premie la eficiencia, no la dependencia. Esa parece ser la deuda pendiente para que América Latina transforme sus promesas de descarbonización en resultados sostenibles.

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Trina Solar apuesta por una innovación tecnológica enfocada en la reducción del CAPEX y la eficiencia operativa de los proyectos solares en la región andina. En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Fernando López, Sales Manager Perú de la compañía, explicó cómo esa visión se traduce en ventajas concretas para instaladores, EPCistas y desarrolladores, posicionando a la firma como actor estratégico en el ecosistema energético.

“Nosotros consideramos que la innovación tecnológica hace que los proyectos sean mucho más rentables”, manifestó López durante su participación en el panel sobre innovación tecnológica, eficiencia y almacenamiento.

Según detalló, el desarrollo de nuevas tecnologías no se limita al aumento de eficiencia en los módulos, sino que también busca facilitar el trabajo de campo en la instalación y ejecución. “Siempre hemos creído que no solamente es tener un producto competitivo, sino que también ayude al EPCista, al ejecutor, al instalador a tener ahorros a la hora de construir la planta solar”, remarcó.

Uno de los hitos más destacados de Trina en la región fue el diseño y comercialización de módulos con celdas de 210 mm que alcanzan potencias de 700 y 725 W, una innovación que ha tenido amplia adopción según precisó el ejecutivo. Este tipo de soluciones tecnológicas permite reducir la cantidad de strings e hincas necesarias, optimizando la instalación de los trackers y generando ahorros importantes. Según López, esta innovación responde a un enfoque claro: “tener la mejor tecnología en el módulo y construirlo de tal forma que tenga ahorros en el CAPEX a la hora de ejecutar el proyecto”.

La visión de Trina Solar se articula también con una estrategia de integración vertical que busca simplificar los procesos para los clientes. “Desde Trina entendimos que la integración es un punto clave y es por ello que tenemos desarrolladas muy bien las tres principales divisiones de producto para un proyecto solar: módulos, trackers y almacenamiento”, apuntó López.

Esta oferta integral permite contar con un único proveedor que garantice la interoperabilidad, confiabilidad y soporte local en cada etapa del proyecto. “Apuntamos a ser ese socio estratégico que te evite tener problemas integrando diferentes actores y solamente tengas a uno que te dé la confiabilidad de la integración de los suministros”, expresó el directivo.

El ejecutivo también puso el foco en el desarrollo del mercado peruano, particularmente en el sector privado, que ha impulsado el crecimiento del autoconsumo industrial a pesar de la ausencia de una regulación formal para la generación distribuida. Además, recordó que “hace cinco años los precios no eran competitivos como ahora, pero igual empezaron a invertir en plantas para fabricantes e industrias”.

Entre los casos destacados menciona a MIGIVA Group, empresa que construyó la primera planta solar flotante del Perú, y a Camposol, agroexportadora que también ha apostado por la energía renovable. Estas experiencias demuestran cómo el sector privado está generando un efecto demostración que podría acelerar la adopción de proyectos solares en otros sectores aún escépticos.

En este contexto, el uso de energía solar combinado con sistemas de almacenamiento energético (BES) se está convirtiendo en una solución clave para cubrir los déficits de red en regiones de alto crecimiento como la agroindustria. “La agroexportación ha crecido enormemente y ese crecimiento no ha sido acompañado con la red de distribución. El solar y el BES se han vuelto un aliado estratégico para este crecimiento que ha sido repentino”, advirtió López.

Si bien reconoce que el Perú avanza a un ritmo más lento que otros mercados, también señaló que el desarrollo es sólido y con perspectivas prometedoras. “A pesar de que avanzamos muy lento, creo que estamos avanzando seguro. No es coincidencia que todo esto se esté dando ahora”, sostiene.

Desde su visión, la calidad técnica local es un activo relevante que permitirá sostener este crecimiento. “El equipo técnico de Perú es muy bueno. Le podríamos dar dos soles de velocidad más, pero creo que estamos avanzando muy bien”, concluyó el representante de Trina Solar.

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Honduras está trazando una nueva hoja de ruta en materia energética, apalancada en reformas estructurales y una licitación sin precedentes por 1500 MW más un 10% de reserva, que busca incorporar energía firme y renovable al sistema. El proceso ya captó el interés de más de 13 empresas, lo que representa un giro sustancial en la estrategia nacional.

“La histórica licitación de 1500 MW más 10% de reserva (1650 MW) de Honduras es ya un éxito”, sostuvo Wilfredo C. Flores, Comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Según detalló, este proceso ya fue capitalizado por al menos 13 empresas que adquirieron los pliegos de licitación, con un valor de 10.000 dólares cada uno, lo cual demuestra una respuesta positiva del mercado.

Flores indicó que las modificaciones al pliego —como la extensión de plazos para recepción de ofertas y la proyección de operación comercial entre 2028 y 2030— son habituales en procesos de esta envergadura: “Las adendas en un proceso de este tipo son muy comunes, esto con la finalidad de ajustarlo para enviar de mejor manera las señales a la inversión”, explicó.

La CREE se encuentra evaluando estos cambios y notificará a la ENEE las observaciones pertinentes, garantizando la transparencia y alineación con la regulación vigente. “Esto da certeza de que cualquier posible cambio sea el correcto de acuerdo con la regulación vigente, lo cual proporciona claridad y transparencia al proceso”, remarcó.

Renovables con visión estructural y mirada regional

Honduras cuenta con una amplia dotación de recursos naturales para generación renovable, especialmente en energía hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa y geotérmica. Sin embargo, su aprovechamiento ha sido desigual a lo largo del tiempo. “Aún queda mucho por hacer”, advirtió Flores, quien subrayó que la expansión renovable debe ir acompañada de ajustes regulatorios y tecnológicos que aseguren la estabilidad del sistema.

Uno de los problemas históricos fue la adjudicación de proyectos solares sin licitación previa y a precios elevados. “En vista de los sobreprecios obtenidos en el pasado reciente, sobre todo del recurso solar (18 cts USD/kWh), hay que reevaluar las ventajas y desventajas de la generación renovable en el país”, señaló el comisionado.

A esto se sumó el hecho de que la alta penetración de energía solar no ha ido acompañada de potencia firme, lo que plantea desafíos para la confiabilidad del sistema. “Es importante la atracción de sistemas de almacenamiento y de inversiones que proporcionen potencia firme, considerando los efectos del cambio climático en la región”, puntualizó.

Consultado sobre qué tecnologías tienen hoy mayor ventaja competitiva, el comisionado enfatizó que todas las fuentes tienen espacio en la matriz hondureña. “Debido al gran potencial renovable en el país, todas las tecnologías tienen cabida”, afirmó. Y agregó que Honduras no solo puede beneficiarse a nivel interno, sino también como actor regional, al contar con interconexiones con El Salvador, Nicaragua y Guatemala.

Históricamente, Honduras no aprovechó del todo su ventaja geográfica en el sistema eléctrico centroamericano. “Las ventajas por precio nacional eran superiores a las del Mercado Regional, lo cual creó un mercado cautivo”, comentó. A esto se sumaba una regulación que no incentivaba la participación en el mercado regional. En respuesta, la CREE emitió una normativa que permite a la ENEE operar con mayor flexibilidad en el MER, lo que ya comienza a reflejarse en una mayor participación. “Ahora el país está comenzando a participar más activamente en el mercado regional”, sostuvo.

Para acompañar esta integración, se están realizando inversiones clave en transmisión eléctrica, orientadas a evitar congestiones de red que limiten el despacho eficiente. “Se están haciendo las inversiones en transmisión necesarias para evitar las congestiones de la red”, destacó.

Por otro lado, la electrificación rural avanza en zonas históricamente desatendidas, muchas de ellas habitadas por comunidades originarias como los garífunas y lencas. “La CREE está fiscalizando los sistemas aislados en el país, esto con la finalidad de regular las tarifas y el servicio al usuario final”, explicó Flores. Estas zonas, durante años, estuvieron fuera del radar del regulador.

En paralelo, se está trabajando en una normativa específica para microrredes y sistemas aislados, que busca brindar mayor seguridad jurídica a nuevas inversiones. “Esto dará mayor claridad y certeza a las inversiones en los sistemas aislados”, afirmó.

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El sector energético de Perú sigue con atención el proceso de reglamentación de la Ley 32249, en vigencia desde enero, con el objetivo de fortalecer el mercado regulado mediante licitaciones que favorezcan la competencia entre todas las tecnologías. Si bien aún no se ha publicado de forma oficial el texto definitivo, la falta de transparencia en el proceso ha generado inquietud en el sector privado, que plantea la necesidad de una mayor apertura y transparencia en el proceso.

Fuentes consultadas por Energía Estratégica expresaron preocupación por el modo en que se está llevando adelante el proceso, señalando que, pese a haberse recibido más de 1.000 comentarios del sector privado durante la consulta pública, aún no se conocen los resultados de esa retroalimentación ni se ha publicado una versión actualizada del borrador. La falta de información sobre los cambios incorporados refuerza el pedido de que se publique una nueva versión del documento y que se habiliten instancias de diálogo técnico que permitan resolver dudas antes de su entrada en vigencia.

“Es importante que el proceso sea claro y que las observaciones del sector puedan ser consideradas en un marco de diálogo institucional”, señalan.

Uno de los aspectos que genera preocupación es la definición de los bloques horarios para la contratación de energía. El sector considera que, sin lineamientos técnicos específicos, esto podría dificultar una mayor participación de tecnologías variables.

“Si no se establece una metodología común para definir bloques, se corre el riesgo de mantener estructuras poco flexibles que no promueven nueva generación”, indican.

Otro aspecto crítico es la competencia por contratos en licitaciones de largo plazo. La falta de mecanismos que establezcan con claridad la programación y condiciones de las próximas licitaciones podría mantener —en lugar de eliminar— las barreras de acceso al mercado que hoy enfrentan los desarrolladores que requieren respaldo contractual de largo plazo para viabilizar su financiamiento.

“La ley busca facilitar opciones adicionales de contratación de largo plazo a las que existen hoy en el mercado. Es importante salvaguardar el espíritu de la Ley”, opinan desde el mercado.

Otro de los puntos que se analiza es el porcentaje de la demanda que será asignada a las licitaciones de largo plazo. Sería conveniente asignar un porcentaje de demanda que atraiga el interés de inversionistas. 

“El financiamiento de proyectos renovables se apoya principalmente en contratos de largo plazo. Si ese espacio se reduce, será más difícil avanzar con nuevas inversiones”, explican.

Junto a estas inquietudes técnicas, se agregan recientes cambios institucionales en el Ministerio de Energía y Minas, incluyendo reemplazos en el director general de Electricidad, el viceministro, el ministro del sector y la presidencia, lo que ha introducido cierta incertidumbre sobre la continuidad técnica del proceso.

“Es fundamental que haya continuidad técnica y claridad en los pasos a seguir para implementar la ley”, afirman fuentes vinculadas al desarrollo de proyectos.

Por el momento, no se ha anunciado una fecha concreta para la publicación del reglamento final. Actores del sector coinciden en que se trata de una norma clave para el futuro energético del país y destacan la importancia de contar con un marco regulatorio previsible, transparente y construido en diálogo con los distintos actores del mercado.

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Con la publicación del Proyecto de Resolución 701-103 de 2025, la CREG puso en consulta un marco normativo que marcará el rumbo de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) en Colombia. La propuesta establece criterios técnicos, comerciales y operativos para que estos proyectos participen tanto como activos de red, aliviando congestiones y aportando resiliencia, como en servicios de mercado, incluyendo regulación de frecuencia y soporte de tensión.

La ingeniera especialista en regulación de energía, Viviana Rueda, resaltó la relevancia del texto como un giro estratégico: “Esta resolución es un primer paso muy esperado que abre posibilidades de inversión y de gestión más eficiente de restricciones de red”.

Sin embargo, en diálogo con Energía Estratégica, indicó que la oportunidad más inmediata estará en la hibridación con solar, ya que permitirá desplazar la curva de generación y dar mayor resiliencia al sistema.

El proyecto contempla dos mecanismos claros: los proyectos de red, orientados a administrar restricciones, y los servicios de mercado, donde las baterías pueden competir en el suministro de servicios complementarios.

Para Rueda, el punto de inflexión será la reglamentación operativa: “Será crucial cómo el Consejo Nacional de Operación (CNO) reglamente pruebas y requisitos”, dado que de esa definición dependerá la factibilidad técnica y económica.

En materia de remuneración, la especialista recordó que los proyectos que funcionen como equipos de red se acogerán a la metodología del Ingreso Anual Esperado (IAE) siempre y cuando sean desarrollados mediante el mecanismo de libre concurrencia de la UPME, una fórmula ya conocida por los inversionistas del sector eléctrico, «lo que da cierta certidumbre”; aunque advirtió que la velocidad en la implementación y la claridad de las reglas serán determinantes para atraer capital.

Por ello, la especialista recomienda a los desarrolladores esperar a que se defina con claridad la reglamentación, pero al mismo tiempo considerar desde el inicio el estricto marco regulatorio colombiano, prepararse para cumplir con la Resolución CREG 075 en los procesos de conexión y anticipar las gestiones de licencias ambientales y consultas previas, ya que estos aspectos serán decisivos para viabilizar sus proyectos.

En el corto plazo, el almacenamiento se vislumbra como una oportunidad concreta, sobre todo en el sector solar que puede evolucionar hacia esquemas híbridos. De acuerdo con Rueda, estos proyectos permitirán desplazar la curva de generación, estabilizar precios y fortalecer la confiabilidad de la matriz frente a escenarios de variabilidad climática.

El sector aguarda la publicación definitiva de la resolución y su reglamentación complementaria. Entre tanto, se consolida la visión de que el almacenamiento será una pieza fundamental de la transición energética en Colombia, con capacidad de transformar la operación y la planificación de la red eléctrica.

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¡Terminó la cuenta regresiva: hoy comienza FES Colombia! Este 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá se convierte en el punto de encuentro más relevante del año para el sector energético regional con la apertura de una nueva edición de Future Energy Summit Colombia (FES Colombia). 

El evento reunirá a las compañías más importantes del ecosistema renovable, autoridades del sector público y líderes tecnológicos para discutir los desafíos y oportunidades de la transición energética en Colombia y en la región Andina.

El encuentro llega en un momento clave para el país, ya que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 1091 de 2025, con el que busca fortalecer la contratación de energía a largo plazo y garantizar la seguridad energética nacional.

Incluso, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia confirmó que lanzará nuevas subastas de generación y almacenamiento, en línea con los objetivos de diversificación energética, expansión de infraestructura y reducción de emisiones del sector eléctrico.

En este contexto, FES Colombia adquiere un papel central como espacio de articulación público-privada, donde se debatirán temas estratégicos con visión al 2030. Entre las principales temáticas destacan: la visión de CEOs y ejecutivos C-level sobre el futuro energético del país, los siguientes pasos del desarrollo de la energía solar fotovoltaica, la evolución de las soluciones tecnológicas para responder a una demanda creciente, y el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos en la expansión de un sistema más competitivo y resiliente.

El evento también abordará el escalamiento del almacenamiento energético con renovables, la generación distribuida como catalizador de la competitividad tarifaria, y el panorama de inversiones en energía eólica onshore y offshore en la región Andina. Además, se analizarán las prioridades regulatorias y de política pública hacia 2030, junto a las metas de descarbonización e incentivos que proyectan los gobiernos latinoamericanos.

Mire la transmisión completa de FES Colombia ⤵️

Este año, FES Colombia contará con la participación de referentes globales del sector como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía, KAI Energy Capital y AYESA, quienes presentarán sus tecnologías, visiones de mercado y casos de éxito.

Además, acompañan la jornada instituciones clave como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER COLOMBIA y PROCOLOMBIA, consolidando el carácter regional e integrador del evento, en línea con el propósito de Future Energy Summit de promover el diálogo regional, la innovación tecnológica y la cooperación multisectorial.

Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a FES como la única plataforma del sector energético que garantiza acceso libre a todos sus encuentros, con el fin de ampliar el conocimiento y fomentar la participación de actores estratégicos en toda Hispanoamérica.

Con cientos de asistentes confirmados y una agenda centrada en la acción, FES Colombia reafirma su posición como el principal foro para quienes definen el futuro energético de la región.

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El Gobierno de México formalizó su llamado al sector privado para desarrollar proyectos de energías renovables estratégicos en el país. La Secretaría de Energía (SENER) presentó la Convocatoria para la Atención Prioritaria de Solicitudes de Permisos de Generación Eléctrica, una herramienta que permitirá viabilizar 6000 MW de nueva capacidad renovable a través de inversión privada.

La iniciativa forma parte de una estrategia más amplia que busca acelerar la transición energética nacional, en línea con los nuevos instrumentos de planeación del sector. Según explicó la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, la convocatoria es resultado de un trabajo interinstitucional inédito que busca ordenar el desarrollo del sistema eléctrico y fortalecer su confiabilidad.

“Esta convocatoria abre una etapa de trabajo conjunto entre el Estado mexicano y las y los inversionistas, empresas, cámaras y asociaciones”, manifestó González Escobar.

Del total de capacidad proyectada, 3790 MW corresponden a energía solar fotovoltaica y 2100 MW a eólica. El esquema contempla una inversión estimada de más de 7000 millones de dólares, con prioridad en seis regiones del país: Centro, Oriente, Peninsular, Occidental, Norte y Noroeste.

Nuevo esquema que busca reducir trámites y generar más certidumbre

Uno de los ejes centrales de la convocatoria es la reducción de los plazos administrativos: el tiempo entre la solicitud al SENACE y la firma del contrato de interconexión se reducirá de ocho a tres meses. Para ello, se implementará una ventanilla única gestionada por la Comisión Nacional de Energía, que concentrará todos los trámites vinculados a generación.

“Va a existir una sola ventanilla de entrada y una sola de salida para todos los permisos de generación, y esa ventanilla será la Comisión Nacional de Energía”, afirmó González Escobar. El proceso también exige que los proyectos cuenten con el acuse de recepción de la Manifestación de Impacto Ambiental o el Dictamen Técnico Unificado, lo que garantiza que se cumplan criterios ambientales y sociales desde las etapas tempranas del desarrollo.

El subsecretario de Planeación y Transición Energética, Jorge Marcial Islas Amperio, explicó que esta política se basa en un modelo de planeación vinculante, que reemplaza el antiguo esquema de expansión impulsada por el mercado.“Ahora no se trata de hacer proyectos donde se nos ocurra. Se trata de satisfacer una serie de necesidades que requiere el país para su desarrollo”, explic+p Islas Amperio.

El funcionario señaló que esta convocatoria está respaldada por un nuevo Plan de Expansión del Sistema Eléctrico Nacional, recientemente publicado, con metas como alcanzar el 38% de generación limpia y mejorar la confiabilidad del sistema a través de almacenamiento y nuevas tecnologías. También destacó el valor de la articulación con la CFE, el SENACE y la SEMARNAT para acompañar cada fase de los proyectos.

Certidumbre para invertir: enfoque territorial, técnico y ambiental

El director general de la Comisión Nacional de Energía, Juan Carlos Solís Ávila, detalló que los proyectos elegibles serán aquellos alineados con la planeación territorial, la tecnología requerida en cada zona y las fechas específicas de entrada en operación. Además, se priorizarán las propuestas que incorporen innovación tecnológica, justicia energética y criterios de continuidad y calidad del servicio.

“Esta convocatoria está hecha para decidir y ejecutar ágilmente. Ordenamos los tiempos, los procesos y vamos a acompañar cada proyecto hasta su entrada en operación comercial”, afirmó Solís Ávila.

Las fechas clave ya están en marcha: el registro de intención de participar fue del 20 al 24 de octubre. La aprobación de permisos se realizará el 10 de diciembre, con notificaciones los días siguientes, y la firma de contratos deberá concretarse antes del 20 de enero de 2026.

La convocatoria se da en paralelo a la reciente publicación del PROSENER 2025–2030, documento que, según analistas, reduce la expectativa de crecimiento renovable en favor de tecnologías convencionales. Sin embargo, esta apertura hacia la inversión privada en renovables marca un giro operativo con enfoque territorial y técnico, con el objetivo de acelerar la transición energética.

“Queremos acelerar la transición energética en México. Esta convocatoria hecha para particulares puede ser un buen reinicio de una gran interacción entre sector público y privado”, concluyó Islas Amperio.

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El sistema eléctrico argentino inicia una nueva etapa. La Secretaría de Energía de la Nación formalizó las Reglas para la Normalización del MEM y su adaptación progresiva, a través de la Resolución SE N°400/2025, que transforman los lineamientos previos en un marco normativo ejecutable. 

Estas reglas redefinen la lógica de abastecimiento eléctrico en el país: reemplazan el modelo centralizado y administrado por CAMMESA por uno basado en la contratación directa y en señales reales de precios, con la competitividad de todas las fuentes y el Mercado a Término (MAT) como protagonistas de la transición.

“En forma excepcional, para los contratos celebrados bajo dicho esquema con entrada en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive, el OED admitirá la presentación de los contratos hasta CINCO (5) días corridos antes del inicio de cada mes”; señala la resolución.

El nuevo texto normativo le otorga al MAT un papel operativo fundamental. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores del MEM deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales. 

Esto significa que cada distribuidor deberá buscar su energía en acuerdos a largo plazo con generadores o comercializadores, en lugar de depender exclusivamente del despacho centralizado. El objetivo es claro: trasladar al mercado las decisiones de compra y venta de energía, reforzando la competencia y reduciendo la exposición a subsidios y precios regulados.

En este nuevo contexto, CAMMESA asume un rol de coordinación activa, no sólo como operador técnico, sino también como administrador del registro de contratos. Deberá publicar precios de referencia, supervisar las operaciones, y liquidar diferencias entre la energía contratada y la efectivamente consumida por cada agente. 

Este esquema convierte al MAT en un mercado transparente, trazable y con información pública, donde los precios y volúmenes reflejan las condiciones reales de oferta y demanda. Asimismo, se incorporan mecanismos de ajuste horario que permiten compatibilizar las variaciones entre lo pactado y lo despachado en el Mercado Spot, garantizando equilibrio y previsibilidad.

Una innovación clave es la segmentación de productos, que habilita contratos independientes de energía (MWh) y potencia (MW disponibles), o acuerdos mixtos que combinen ambas variables. Los grandes usuarios podrán asegurar precios fijos para su consumo energético, mientras los distribuidores podrán contratar capacidad firme para atender picos de demanda; sumado a que las reglas permiten que los distribuidores conformen agrupaciones o “pools” de compra, 

El Mercado a Término también se abre plenamente a la participación de todas las fuentes de generación. Las renovables, una vez finalizados sus contratos bajo el programa RenovAr o con CAMMESA, podrán vender directamente su energía en el MAT, estableciendo acuerdos bilaterales con grandes consumidores o distribuidores. 

El nuevo marco también amplía el abanico de fuentes elegibles: a las tradicionales solar y eólica se suman biomasa, biogás y residuos sólidos (BRS), que podrán optar por declarar su propio costo variable (CVP) y participar del despacho económico como si fueran térmicas convencionales. Esta apertura permite integrar recursos distribuidos, plantas híbridas y proyectos de cogeneración que hasta ahora tenían escasa visibilidad regulatoria.

Otro elemento central del documento es la derogación parcial de la Resolución MEyM 281/17, que restringía los beneficios de potencia para las renovables. Al eliminar estos límites, el Gobierno libera a los proyectos de penalizaciones y descuentos automáticos, lo que mejora su remuneración y su capacidad para competir por contratos MAT. 

A su vez, se establece un Factor de Renta Adaptado (FRA) que aumentará gradualmente entre 2025 y 2028, con un ingreso mínimo garantizado de 32 USD/MWh para la generación existente y plena libertad de rentabilidad para la nueva. Este esquema impulsa previsibilidad y bancabilidad en los proyectos.

Con estas medidas, el Gobierno busca transformar al MEM en un mercado donde cada actor asuma un rol activo en su gestión energética. Las distribuidoras ya no dependerán exclusivamente del despacho central y los grandes usuarios podrán negociar directamente con generadores.

En síntesis, la nueva Resolución SE N°400/2025 no sólo actualiza las reglas del juego, sino que instala un nuevo paradigma eléctrico, donde el Mercado a Término emerge como la columna vertebral de este modelo y que promete reconfigurar la relación entre generación, distribución y consumo en los próximos años.

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El Decreto 1091 de 2025, que actualiza el Decreto Único Reglamentario del sector minero-energético, representa un punto de inflexión en la política eléctrica colombiana. La norma corrige la falta de institucionalidad que dejó la anulación del Decreto 570 de 2018 y crea un marco permanente para las subastas de largo plazo.

Pero, según Miguel Ángel Rodríguez Bernal, Director de Negocios de Generación de Energía en Gesinso Energy, su impacto dependerá de la capacidad del Gobierno para convertir la norma en una política coherente y técnicamente viable.

“El decreto prepara el terreno para nuevas subastas de largo plazo, pero aún no garantiza que esas subastas sean inclusivas, competitivas ni socialmente sostenibles.Pone las reglas, pero no resuelve el juego”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

En este sentido, considera que se da un paso en la dirección correcta al ordenar la coordinación entre el Ministerio de Minas y Energía, la CREG y la UPME, entidades que históricamente han trabajado de forma desarticulada.

Aun así, advierte que los plazos definidos para que las instituciones actualicen los procedimientos —solo dos meses— son «poco realistas».

“Esa presión puede llevar a normas improvisadas o a repeticiones de errores del pasado”, apuntó y aclaró que si no hay una hoja de ruta técnica concertada, «el remedio puede volverse otra fuente de inseguridad jurídica”.

¿Cómo debería ser el diseño de la próxima subasta?

Uno de los aspectos más debatidos es el modelo de subasta. Para Rodríguez Bernal, insistir en esquemas centralizados a nivel nacional limita la eficiencia y la competencia.

“Colombia debe migrar hacia un modelo regional o por nodos, no seguir insistiendo en una subasta centralizada nacional”, afirmó, ya que, a su juicio, el sistema eléctrico del país presenta desequilibrios que una subasta única no refleja. Por ejemplo, las diferencias entre nodos con sobreoferta y con déficit estructural.

De esta manera, una subasta nacional con un único precio, podría terminar adjudicando proyectos donde la red ya está saturada. En cambio, un enfoque regional, permitiría orientar la inversión hacia territorios con mayor necesidad energética o donde los recursos renovables aporten resiliencia.

Además, abriría el espacio a nuevos actores. “Una subasta por nodos democratiza el acceso al mercado y favorece la entrada de pequeñas FNCER, almacenamiento y proyectos híbridos”, opinó el referente.

Asimismo, aclaró que estas subastas regionales deberían hacerse bajo un marco nacional homogéneo, con reglas contractuales estándar y mecanismos de mercado secundarios para equilibrar la liquidez entre zonas.

Criterios socioeconómicos y ambientales

Otro elemento central que introdujo el decreto es la inclusión de criterios socioeconómicos y ambientales como obligatorios en la contratación. Algo que desde el sector se celebra.

Sin embargo, Rodríguez Bernal advirtió que “aunque el mandato aparece, ninguno de los decretos define con precisión cómo deben operacionalizarse esos criterios”. Para él, “no basta con exigir sostenibilidad; hay que premiarla y cuantificarla”.

Entre las propuestas, plantea incorporar un índice de desarrollo territorial que asigne puntaje adicional a los proyectos que generen empleo local o que se ubiquen en zonas con vulnerabilidad energética.

También sugiere establecer requisitos ambientales previos a la adjudicación, con licencias y planes de manejo aprobados para evitar retrasos posteriores. Además, propone que los contratos incluyan cláusulas con bonificaciones o penalidades ligadas al cumplimiento social y ambiental.

Desde el punto de vista técnico, la UPME debería ser “la brújula de la planeación y la coherencia territorial”, integrando la planeación energética con la ambiental y la social, identificando dónde es viable expandir el sistema y qué tipo de tecnología se adapta a cada región. La CREG, por su parte, debe ser “el arquitecto de los incentivos”, traduciendo los lineamientos en reglas de mercado claras, neutrales y verificables.

Plazos y remuneración

Sobre los plazos, Rodríguez Bernal planteó que los procesos de contratación deberían lanzarse con entre 12 y 24 meses de anticipación y que la entrada en operación comercial debería ocurrir entre 24 y 36 meses después de la adjudicación, para evitar los retrasos observados en las subastas de 2019 y 2021, marcadas por la falta de coordinación y la ausencia de permisos completos.

En materia de remuneración, coincidió con otras voces del sector que remarcaron que el modelo pay-as-bid ya no es el más eficiente para Colombia.

“Hoy, el modelo más eficiente es el contrato por diferencia (CfD), porque protege al consumidor, da certidumbre al inversionista y estabiliza el sistema”, aseguró y remarcó que el objetivo no es reducir precios a cualquier costo, sino construir precios justos y predecibles.

“Uno de los errores históricos del sector ha sido confundir eficiencia con baratura. El precio que beneficia al usuario no es el más bajo, sino el más confiable”, declaró.

Finalmente, el director de Gesinso Energy sostiene que las próximas subastas deberían incluir una cuota mínima de almacenamiento y mecanismos de flexibilidad.

Esto está incluído en el Decreto que menciona a las tecnologías de gestión de la energía como adjudicables junto con el resto de las renovables no convencionales y la hidráulica, con la intención de brindar flexibilidad al sistema.

El Decreto 1091 constituye, en definitiva, una oportunidad para redefinir la política de contratación eléctrica del país. Pero su efectividad dependerá de que las subastas se conciban como herramientas estratégicas y no como trámites administrativos.

El debate sobre las nuevas subastas y el papel del almacenamiento cobrará especial relevancia durante Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), que inicia hoy en Bogotá. 

Este foro reunirá a CEOs, autoridades y referentes del ecosistema energético para debatir el futuro de la región andina en un contexto marcado por la nueva regulación, la expansión de infraestructura y la transición hacia un sistema más competitivo y resiliente. 

La agenda del encuentro incluye temas como generación renovable, almacenamiento energético, infraestructura de transmisión y políticas de descarbonización, consolidando a FES como un espacio clave para definir las estrategias de desarrollo del sector hacia 2030.

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Con un 36% del market share mundial y más de 246 GW de capacidad instalada en tecnologías de almacenamiento, el gigante chino CATL oficializó su ingreso al mercado peruano. Lo hizo durante el FES Perú, donde Ricardo Garro, director comercial para Latinoamérica, definió al país como un mercado “muy interesante” con potencial para convertirse en un nuevo eje regional de crecimiento para el storage.

“Perú está dando los primeros pasos hacia una regulación que impulse el almacenamiento y eso lo convierte en un terreno fértil para lo que viene”, manifestó Garro. El ejecutivo confirmó que CATL ya participa en negociaciones activas para proyectos off-grid en la región amazónica peruana, una señal clara del interés temprano de la empresa en segmentos como redes aisladas, generación distribuida y soluciones industriales.

A lo largo de su intervención, Garro advirtió sobre el riesgo de homogeneizar tecnologías de almacenamiento y afirmó que el mercado debe madurar hacia criterios técnicos de evaluación más sofisticados. “Muchas veces se trata al almacenamiento como si todas las tecnologías fueran iguales, pero no lo son. Eso ya lo vivimos cuando arrancó la solar.Cada química y cada celda tiene sus particularidades. No todo lo que parece igual, lo es ”, remarcó.

Desde la perspectiva de CATL, la curva de degradación, la eficiencia de carga y descarga (Round Trip Efficiency), la experiencia operativa y la integración vertical son aspectos determinantes en la elección tecnológica. “Ya no alcanza con mirar el CAPEX. Hay que analizar el costo total de propiedad (TCO), y eso cambia completamente el modelo económico de un proyecto”, advirtió.

En ese marco, destacó que la compañía está trabajando ya con su cuarta generación de celdas LFP, capaces de operar hasta cinco años sin degradación. “Eso cambia todo. Permite diseñar proyectos con mayor estabilidad y previsibilidad financiera”, aseguró.

Para el ejecutivo, la oportunidad en Perú no está limitada al utility scale, aunque reconoció que ese segmento definirá el mayor volumen. También visualizó fuerte potencial en almacenamiento para clientes industriales, comerciales y redes aisladas. “Hay distintos submercados y cada uno está en una etapa distinta. Perú tiene zonas aisladas, necesidad de respaldo y una creciente presencia de renovables. Todos esos elementos hacen que el almacenamiento tenga sentido”, señaló.

Garro coincidió con el diagnóstico de otros actores sobre la importancia de que la regulación técnica acompañe el crecimiento del storage. En este punto, hizo un llamado a que las licitaciones peruanas incluyan criterios más allá del precio por kilowatt-hora. “No basta con competir por precio. Las licitaciones deben considerar quién puede acompañar un proyecto durante 20 o 25 años. El riesgo en un proyecto de almacenamiento es mayor que en uno de generación. La tecnología debe estar controlada y respaldada por fabricantes confiables”, advirtió.

Durante el panel, Garro fue enfático al definir el momento actual del sector energético. “Estamos viviendo una revolución energética sin precedentes. El almacenamiento combinado con renovables ya puede competir —y en muchos casos superar— a las tecnologías fósiles”, apuntó. Según el ejecutivo, Perú se encuentra en la antesala de poder regular el mercado de forma adecuada y beneficiarse plenamente de esa transformación. “Estamos a las puertas de regularlo bien. Y si lo hacemos, Perú podrá liderar este cambio”, completó.

Para reforzar esta visión, compartió como ejemplo el megaproyecto que CATL desarrolla en Abu Dhabi, donde se instala una microred con 1 GW de potencia firme —compuesta por 5 GW solares y 1,9 GWh en baterías— que operará 24/7. “Eso ya es una realidad. Y América Latina puede replicarlo”, aseguró.

En el cierre de su intervención, el directivo remarcó que la industria global del almacenamiento está avanzando hacia una etapa de consolidación, donde las alianzas a largo plazo serán fundamentales. “Hay una explosión de nuevos actores, pero no todos van a sobrevivir. Va a haber una consolidación fuerte y solo los grandes quedaremos”, sostuvo.

Con una hoja de ruta definida, CATL apuesta por convertirse en un socio estratégico para el despliegue de almacenamiento en Perú. “Estamos acá para acompañar el crecimiento del storage en Perú y construir el futuro energético de la región”, concluyó.

Revive la edición de FES Perú:

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Solis continúa consolidando su liderazgo en República Dominicana y en toda América Latina, donde es ampliamente reconocida como una de las empresas más destacadas del sector. Con más de ocho años de operaciones exitosas en el mercado dominicano, Solis, una de las tres principales marcas de inversores a nivel mundial, se ha posicionado como un referente de calidad, confiabilidad y rendimiento a largo plazo.

El reciente Programa de Certificación Híbrida de Solis, realizado en Santo Domingo, superó todas las expectativas al reunir a más de 85 profesionales del sector solar, superando ampliamente los 60 participantes originalmente previstos. El éxito del evento refleja el fuerte compromiso de la República Dominicana con el desarrollo profesional y la excelencia en la industria de las energías renovables.

Dirigido por Sergio Rodríguez, Experto Técnico Principal para América Latina en Solis, el programa ofreció una capacitación integral y práctica sobre tecnología de inversores híbridos, mejores prácticas de instalación y optimización de sistemas. Además, brindó valiosas oportunidades de networking entre profesionales del sector, fomentando la colaboración y fortaleciendo el ecosistema solar local.
El evento subrayó la creciente dominancia de Solis en el mercado, con instaladores y distribuidores locales mostrando un claro compromiso por mejorar sus habilidades y adoptar tecnologías híbridas avanzadas que impulsen la calidad de las instalaciones y el rendimiento a largo plazo de los sistemas.

“La respuesta de los instaladores dominicanos fue extraordinaria. Son profesionales apasionados, con gran conocimiento y entusiasmo por incorporar nuevas tecnologías”, comentó Sergio Rodríguez. “Este compromiso con la calidad, la innovación y la visión a largo plazo demuestra que la República Dominicana está adoptando la energía solar a un ritmo acelerado y de la forma correcta”.

Fuerte Presencia en el Mercado y Portafolio de Productos Certificados

La participación de Solis en el mercado regional sigue creciendo, con modelos certificados y listos para su implementación inmediata tanto en aplicaciones de almacenamiento residencial como comercial.

En el segmento residencial, Solis ofrece una amplia gama de inversores con potencias de 3 kW a 20 kW, cubriendo las necesidades desde viviendas pequeñas hasta residencias de mayor tamaño. Para el sector comercial e industrial (C&I), la compañía dispone de soluciones con capacidades de 30 kW a 60 kW, adecuadas tanto para aplicaciones empresariales como de escala utility. Estos modelos cumplen con las normas locales de certificación, garantizando que los clientes accedan a tecnología aprobada, confiable y de alta calidad. El compromiso de Solis con el rendimiento a largo plazo y la fiabilidad sigue siendo un pilar central de su éxito.

Solis también se prepara para el lanzamiento de su nueva Serie de Inversores Comerciales para Almacenamiento de 75–125 kW, actualmente en fase de preventa en América Latina. Esta solución avanzada está diseñada para responder a la creciente demanda de sistemas híbridos y de almacenamiento a gran escala, impulsando una mayor independencia energética y resiliencia de red.

Soporte Local y Servicio Técnico: Un Diferenciador Clave

La dedicación de Solis a brindar un soporte técnico y servicio local excepcionales ha sido fundamental para fortalecer su posición en el Caribe y América Latina.
La compañía ofrece asistencia regional especializada, garantizando que cada instalación cuente con respaldo postventa ágil, asesoría técnica y acompañamiento profesional. Este enfoque personalizado es una de las principales razones por las cuales Solis es tan valorada en República Dominicana, no solo por la calidad de su tecnología, sino también por su compromiso en construir relaciones sólidas y duraderas con los profesionales locales.

Impulsando el Futuro Solar del Caribe

El éxito del Programa de Certificación Híbrida de Solis destaca la importancia de la formación profesional continua como motor del avance en la industria solar.
A medida que la República Dominicana avanza hacia el cumplimiento de sus metas de energía renovable, Solis reafirma su compromiso con la transición energética de la región a través de la innovación, la profesionalización y la sostenibilidad.

Acerca de Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código bursátil: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y de mayor tamaño a nivel mundial de inversores fotovoltaicos e inversores para sistemas de almacenamiento de energía.
Bajo la marca Solis, la compañía ofrece soluciones avanzadas y confiables para aplicaciones conectadas y no conectadas a la red, con un fuerte enfoque en tecnologías híbridas y de almacenamiento que maximizan el aprovechamiento de la energía renovable. Respaldada por un departamento de I+D de clase mundial, certificaciones internacionales rigurosas y una cadena de suministro global, Solis adapta sus productos a las necesidades específicas de cada mercado regional, con el apoyo de equipos locales especializados.

Para más información, visita: Solar Inverters_Energy Storage Inverters – Solis o sigue a Solis Latam en redes sociales.

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En Exposolar Colombia 2025, Growatt tuvo una destacada participación al presentar su completo portafolio de soluciones solares y de almacenamiento energético, reafirmando así su liderazgo en la industria mundial de las energías renovables.

Recientemente reconocida por S&P Global como el proveedor número uno de inversores residenciales a nivel mundial, Growatt continúa ampliando su influencia, esta vez destacando su creciente fortaleza en sistemas de almacenamiento de energía.

Con años de innovación tecnológica y una sólida red de servicio global, Growatt se ha consolidado como una de las marcas más influyentes en el sector de la energía distribuida. En esta edición de la feria, la compañía no solo presentó sus inversores de conexión a red de alto rendimiento (series MIN, MID, MAC y MAX), sino que también destacó sus soluciones de almacenamiento residencial y comercial de última generación, reflejando la visión de la empresa: “Energía Inteligente para un Futuro Verde”. 

Lisa Zhang, vicepresidenta de Growatt, comentó: “El almacenamiento de energía se está convirtiendo en la columna vertebral de la transición energética global. Nos enorgullece ofrecer sistemas que combinan seguridad, inteligencia y fiabilidad para usuarios en todo el mundo. Nuestra misión es permitir que cada hogar y negocio logre una verdadera independencia energética a través de la innovación y la tecnología sostenible.”

La línea de sistemas de almacenamiento de energía de Growatt fue la protagonista del evento:

AXE 5.0L-C1 y HOPE 5.0L-B1

Diseñadas para el almacenamiento residencial, las series AXE y HOPE combinan alta densidad energética, larga vida útil y flexibilidad modular. Estos sistemas ofrecen respaldo confiable y una expansión fluida para hogares y pequeñas empresas, ayudando a los usuarios a alcanzar una verdadera independencia energética.

ALP LV-US

Con una sólida protección IP66, diseño modular compacto y un avanzado sistema de gestión BMS, el ALP LV-US ofrece una seguridad y rendimiento superiores, incluso en entornos exteriores exigentes. Admite expansión flexible y se integra perfectamente con los inversores híbridos de Growatt, lo que lo convierte en una solución ideal tanto para aplicaciones residenciales como comerciales.

SPH 10000TL-HU-US y SPF 6000T DVM-G2

Inversores híbridos y fuera de red que alcanzan una eficiencia del sistema de hasta el 97,5%, garantizando un suministro eléctrico estable y continuo en cualquier escenario.

En conjunto, estas soluciones conforman un ecosistema sólido que respalda la independencia energética, la seguridad y la escalabilidad, demostrando las sólidas capacidades de investigación, desarrollo e ingeniería de Growatt en el ámbito del almacenamiento energético.

Growatt también presentó su más reciente inversor Split Phase fuera de red SPE 6000-12000US y la serie residencial de microinversores NEO, ofreciendo opciones energéticas diversificadas y eficientes para cada escenario. La exposición reforzó aún más la presencia de Growatt en el mercado latinoamericano y fortaleció sus alianzas en toda la región.

A medida que América Latina avanza rápidamente hacia la transición energética, Growatt reafirma su compromiso con la innovación tecnológica y los servicios localizados.

Como concluyó Lisa Zhang: «Desde inversores hasta sistemas de almacenamiento, desde hogares hasta empresas, Growatt no es solo un proveedor de productos; somos impulsores de la revolución energética global. Nuestro objetivo es simple: hacer que la energía limpia sea accesible para todos.”

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Mañana comienza una nueva edición del Future Energy Summit (FES) Colombia, el evento que se consolida como el punto de encuentro más influyente de la transición energética en América Latina. Durante el 21 y 22 de octubre, el Hotel Hilton de Bogotá recibirá a ejecutivos, autoridades y expertos internacionales que debatirán sobre innovación tecnológica, regulación, financiamiento y políticas públicas orientadas a la descarbonización.

El debate llega en un momento clave para el sector energético colombiano, cuando el país redefine su marco regulatorio. La CREG trabaja actualmente en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, mientras se preparan nuevas subastas de energía.

En este contexto, las discusiones del FES se centrarán en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema eléctrico, buscando una transición ordenada, sostenible y competitiva.

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

No obstante, sólo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), debido a las exigencias técnicas del sistema. Ante este panorama, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la incorporación de 697 MW adicionales este año, distribuidos en 22 nuevos proyectos renovables, con una inversión superior a 500 millones de dólares. Estos datos no sólo reflejan el dinamismo del sector, sino también la urgencia de avanzar en soluciones de almacenamiento, regulación y planificación de redes.

La cita podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube de Future Energy Summit, consolidando a FES como la única plataforma de eventos del sector que transmite sus encuentros sin costo. Quienes aún no hayan asegurado su entrada pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia.

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En esta quinta edición, participarán las principales empresas tecnológicas y energéticas del continente. En energía solar, estarán Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar, Nordex y Solax Power, presentando sus últimos avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas, participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía. Y en infraestructura, redes y consultoría, dirán presente Nexans, Afry, DIPREM, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones orientadas a fortalecer la digitalización y sostenibilidad del sistema.

El encuentro cuenta además con el respaldo de los Strategic Partners como OLADE, ACOLGEN, FENOGE, ACOSOL, ADELAT, SER Colombia y PROCOLOMBIA, que acompañarán las discusiones sobre políticas, integración regional y financiamiento sostenible.

Con una agenda que combina conferencias, paneles de alto nivel y espacios de networking, FES Colombia 2025 se consolida como el foro donde se articulan conocimiento, inversión e innovación para acelerar la transformación energética latinoamericana. Mañana, Bogotá será el epicentro del futuro energético de la región.

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Severo Buenalaya, gerente de División de Generación y Transmisión de OSINERGMIN, lanzó una advertencia categórica su participación en Future Energy Summit (FES) Perú: avanzar en la transición energética sin reglas claras ni reglamentos definidos es un riesgo que compromete la seguridad del sistema eléctrico, la bancabilidad de las inversiones y el equilibrio económico del mercado.

“Lo ideal sería que las reglas estén claras antes de que ustedes inviertan”, afirmó Buenalaya, en un mensaje directo a los actores privados presentes en el encuentro. Su intervención apuntó al atraso en la reglamentación de la Ley 32249, aprobada en enero de 2025, cuyo plazo legal de cuatro meses ya fue ampliamente superado. “Estamos en octubre y no vemos ningún tipo de publicación”, advirtió.

En su análisis, la falta de definiciones genera un doble problema: por un lado, deja al inversor sin un marco de certeza sobre los mecanismos de remuneración y servicios que debe cumplir; por otro, abre la puerta a que el Estado imponga nuevas exigencias técnicas luego de iniciadas las obras. “Cuando el Estado ponga adecuaciones, muchos van a pensar que los proyectos que han hecho no son bancables”, remarcó el funcionario.

El ejecutivo recordó que una situación similar ya fue abordada en el pasado, cuando se implementó el Mecanismo de Inversiones sin Ministros en 2006, que permitió garantizar ingresos mínimos para proyectos de generación, sobre todo a gas e hidroeléctricos.

“Ese mismo mecanismo también serviría para los próximos proyectos solares e hidráulicos que vienen”, sostuvo, aunque aclaró que la falta de reglamentación actual impide su aplicación efectiva.

En este contexto, Buenalaya explicó que más de 1000 MW renovables han ingresado en los últimos tres años, y que el país espera incorporar entre 4000 y 6000 MW más en el corto plazo. Pero este crecimiento trae consigo nuevas responsabilidades técnicas.

“El problema que vemos es que esos proyectos no pueden brindar ciertos servicios, como regulación de frecuencia o atención de contingencias”, planteó.

La preocupación de OSINERGMIN no solo está centrada en los efectos sobre los desarrolladores, sino también en el impacto que podría trasladarse a los consumidores.

“Los generadores están ganando con estos proyectos renovables, pero no los usuarios finales, porque no se refleja en precios”, indicó. Su diagnóstico es que el marco actual no garantiza que los beneficios de la transición lleguen de forma equilibrada a todo el sistema.

Uno de los riesgos más destacados por Buenalaya es que las decisiones de política pública no lleguen a tiempo para ordenar el proceso. “Mi gran temor es que esto avance como está avanzando, y no haya reglas claras”, enfatizó.

En su opinión, eso puede desencadenar conflictos legales, paralización de obras y distorsiones económicas que afecten la sostenibilidad del sistema en su conjunto.

Frente a esta situación, el funcionario insiste en que la solución es institucional y de gestión. “Esperamos que el Estado pueda actuar en el tiempo que le queda”, concluyó, apelando a una acción inmediata para emitir los reglamentos pendientes y dar respuesta al creciente número de inversionistas que hoy buscan certidumbre para apostar por el desarrollo renovable en el país.

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En el marco del Future Energy Summit (FES) Perú, Erick Melo,  Technical Manager South Latam de JA Solar, trazó una radiografía del mercado fotovoltaico peruano y las condiciones que, según su visión, son imprescindibles para que este pueda despegar: tecnología viable, acompañamiento técnico transversal y un entorno normativo que habilite tanto el desarrollo de grandes parques como la generación distribuida.

Durante el panel 7 del evento, centrado en soluciones constructivas para proyectos solares de diversas escalas, Melo recordó que JA Solar cuenta con más de 20 años en el core business de módulos fotovoltaicos, con presencia en 178 países y un market share global del 14%, lo que representa más de 300 GW entregados.

En Perú, la empresa participa activamente del megaproyecto Illa, de 472 MW, que será el más grande del país. “Esta semana estamos recibiendo los primeros lotes”, adelanta durante el panel.

Más allá de los proyectos en marcha, Melo fue enfático en que la tecnología sola no basta para garantizar resultados: “Una planta fotovoltaica no es solamente construirla. La tecnología requiere gestión”, afirmó. Y sostuvo que el soporte técnico debe ser parte estructural desde el inicio.

Para JA Solar, el soporte no debe limitarse a la entrega de módulos. Melo explicó que “el acompañamiento técnico, y que justamente responde a que mi persona esté encargada del mercado peruano, se da de forma transversal a todo lo que conlleva un proyecto”. Esta mirada técnica apunta a prevenir errores en el diseño, la ejecución y, especialmente, en la operación y mantenimiento (O&M), etapas críticas para el rendimiento económico de una planta.

“Nadie quiere que en tres, cuatro o cinco años, por una mala gestión en O&M, existan problemas. El mercado muchas veces hace las cosas mal a nivel constructivo por priorizar precio. Ahí es donde debemos actuar los fabricantes”, subrayó el ejecutivo.

En cuanto al componente tecnológico, Melo describió que el mercado está actualmente dominado por cuatro líneas de desarrollo: TopCon, Back Contact, HJT y Tandem Perovskita. En este escenario, destacó que los estudios de degradación posicionan a la tecnología HJT con más del 8% de pérdida acumulada en tres años, mientras que la TopCon, que JA Solar impulsa, registra solo 0.4%, según tests de irradiación ultravioleta y normas IEC 6125.

Por eso, afirmó que “hasta 2030, más del 70% de los proyectos utility scale estarán usando tecnología TopCon”. Si bien Back Contact aparece como alternativa emergente con alta eficiencia, aún tiene una curva de aprendizaje que eleva sus costos. “Cada producto debe encontrar ese punto de equilibrio entre costo y beneficio”, analizó.

Melo también remarcó que en Perú no se puede hablar de un solo tipo de proyecto solar, ya que la geografía del país exige soluciones específicas. “Evaluamos proyectos desde la costa hasta los 4800 metros sobre el nivel del mar”, señaló. Esto implica condiciones extremas, tanto de temperatura como de radiación, que obligan a los fabricantes a ajustar su oferta tecnológica para garantizar confiabilidad y durabilidad.

“Nos hemos acostumbrado a trabajar solo en zonas con radiación solar pico, pero hay otras regiones que requieren soluciones como microredes o sistemas off-grid”, indicó. Estas aplicaciones, en el marco de una estrategia de diversificación, permitirían extender el alcance de la energía solar más allá de los grandes proyectos centrales.

Pese a estas oportunidades, Melo alertó que sin un entorno normativo flexible, difícilmente habrá un verdadero despegue del mercado solar peruano, sobre todo en generación distribuida. “En Perú, hoy solo hay expectativa. Esperamos que las modificaciones a la Ley de Concesiones de Generación Eléctrica permitan insertar, estudiar e investigar la tecnología”, enfatizó.

Para el ejecutivo, el avance del sector dependerá de tres factores: una necesidad energética creciente, una tecnología que ya está disponible, y un entorno legal que facilite su adopción. “Si estas tres cosas no funcionan en armonía, es muy difícil que el país despegue tanto a nivel utility como distribuido”, advirtió.

Finalmente, Melo llamó a que la ingeniería de los proyectos trabaje “de la mano con el fabricante”, para garantizar que la tecnología funcione no solo en el papel, sino también en campo. “Un proyecto tiene que funcionar en armonía de todas las partes. No solo es vender y ya, sino que finalmente genere lo que estaba dentro de los números económicos”, concluyó.

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Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile tras la detección de un error en el cálculo de las tarifas eléctricas que derivó en cobros indebidos a los usuarios del país. La dimisión fue aceptada el 16 de octubre en medio de una fuerte presión política y del sector energético.

“Este cargo que tuve el honor de liderar es de exclusiva confianza del Presidente. Agradezco la confianza del presidente, Gabriel Boric, y a mi equipo, a todas y todos los funcionarios públicos que llevan décadas en este lugar”, señaló Pardow a través de sus redes sociales. 

Desde el gobierno expresaron su agradecimiento hacia Pardow por “el compromiso y trabajo desempeñado”, y comunicaron que el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, también asumirá la conducción de la cartera de Energía bajo un rol de bi-ministro. 

García es ingeniero comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Master of Arts por la Universidad de Maryland y Ph.D por la Universidad de California en Berkeley. Con experiencia en el mundo académico, empresarial y político, fue ministro de Economía durante el gobierno de Ricardo Lagos y actual de Economía, Fomento y Turismo bajo la gestión de Boric desde agosto 2025 en reemplazo de Nicolás Grau. 

¿A qué se debe la renuncia de Pardow? La crisis se desató a partir de la publicación del Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). En ese documento se evidenció una inconsistencia metodológica en el cálculo de las tarifas, que provocó un doble efecto inflacionario aplicado sobre ciertos saldos pendientes, generando cobros superiores a los establecidos.

El error impactó en clientes regulados de distintas comunas y regiones del país durante cuatro semestres. Técnicamente, se trató de una duplicación del ajuste inflacionario, lo que modificó al alza los precios de la electricidad. La revelación oficial encendió las alarmas políticas y técnicas en todo el ecosistema energético.

Además, como respuesta inmediata, el nuevo titular de la cartera, Álvaro García, anunció que “el presidente me encomendó solicitar la renuncia al secretario ejecutivo de la CNE, cosa que ya he realizado”. De este modo, Marco Mancilla quedó fuera del organismo técnico responsable del error.

La salida de Pardow no se explica solo por el error técnico. Su gestión ya acumulaba tensiones, siendo una de ellas la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos mediante un cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (cargo FET). 

La iniciativa fue rechazada tanto en el Senado como de forma contundente por el sector renovable, que la calificó como “una reforma tributaria encubierta” y un “grave problema regulatorio y constitucional”, ya que  buscaba aplicarse entre 2025 y 2026, trasladando parte del peso fiscal de los subsidios a los actores del segmento PMGD. 

Para las empresas del rubro, esa política no solo dañaba la competitividad, sino que generaba incertidumbre normativa y riesgos para futuras inversiones en energías renovables.

Impacto político y reacciones sectoriales

La renuncia de Pardow se produce en plena campaña presidencial en Chile para el período 2026-2030 (las elecciones serán el 16 de noviembre), intensificando el debate público sobre la gestión del sector energético. 

La candidata de izquierda Jeannette Jara reclamó la devolución de los cobros indebidos y cuestionó la demora en detectar el error. “La cantidad de años que pasaron fueron increíbles, dos administraciones, dos gobiernos distintos”, criticó.

Asimismo, desde la oposición, la Unión Demócrata Independiente (UDI) anunció que avanzará con una acusación constitucional contra el exministro, medida a la que sumaron otros parlamentarios con el correr de las horas. Y de concretarse, Pardow quedaría inhabilitado para ejercer cargos públicos durante los próximos cinco años.

El caso también pone en entredicho la coordinación entre autoridades políticas y técnicas en la formulación de políticas públicas para el sector eléctrico. Por lo que la dualidad de roles asumida por el nuevo bi-ministro García abre una nueva etapa, en la que el desafío central será recomponer la credibilidad técnica y política de la institucionalidad energética chilena.

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El proceso de licitación para incorporar 1500 MW de capacidad al sistema eléctrico hondureño avanzó con una nueva fase estratégica: el envío del primer paquete de modificaciones a los pliegos de condiciones, para su evaluación por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

El Secretario de Estado en el Despacho de Energía, Erick Tejada Carbajal, informó que la documentación ya fue remitida y que se trató de la primera enmienda oficial al proceso, la cual incluye 13 modificaciones al pliego de la LPI 1000-010-2021.

Estos cambios estarán disponibles al público una vez reciban el visto bueno institucional y abren un nuevo capítulo dentro de la convocatoria más ambiciosa en materia energética que ha lanzado el país.

Entre las modificaciones más significativas destacó la extensión de dos meses para la recepción de ofertas técnicas, una decisión orientada a dar mayor margen a las empresas para elaborar propuestas robustas. Además, se estableció un nuevo cronograma de entrada en operación comercial para los proyectos adjudicados, ahora previsto para los años 2028, 2029 y 2030. “El período de entrada e inicio de operación comercial de las plantas adjudicadas ahora será 2028, 2029 y 2030”, puntualizó Tejada.

El proceso generó un marcado interés a nivel global. 13 empresas ya adquirieron los pliegos de condiciones, y según el funcionario, el flujo de consultas sigue activo. “Seguimos exitosamente recibiendo muestras de interés a nivel internacional”, destacó.

Este dinamismo se dio en el marco de un esquema técnico y financiero sólido, donde el proceso de licitación aplicará el modelo BOT (Build, Operate, Transfer) con contratos de operación por 15 años y posterior transferencia al Estado. La CREE, por su parte, definirá un valor máximo regulado por MW, que no podrá superar el costo medio de generación ajustado por recuperación de capital y utilidad razonable. A ello se sumará un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas, con auditoría internacional que garantice transparencia y trazabilidad en cada etapa. La ENEE también incorporó mecanismos para la validación técnica de los proyectos, como el análisis de nodos de conexión por parte del Centro Nacional de Despacho.

Uno de los elementos más destacados del proceso fue el respaldo financiero de organismos multilaterales, como BID Invest y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Estas entidades están dispuestas a financiar las inversiones que surjan de esta licitación, lo que aporta mayor solidez y confianza al esquema contractual. “Esto demuestra que confían en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, resaltó el secretario, en referencia al acompañamiento del BID Invest.

El llamado oficial a licitación fue emitido en junio de 2025 y contempló una planificación con múltiples fases, desde la recepción de ofertas hasta su evaluación técnica y económica. Con esta primera enmienda, las fechas serán ajustadas para mejorar la competitividad y garantizar la participación de más actores calificados. Mientras que la próxima enmienda abordará aspectos adicionales que aún están en evaluación técnica y jurídica.

Con esta actualización, el proceso licitatorio de 1500 MW reforzó su carácter dinámico y estratégico para el país. Al integrar mecanismos regulatorios sólidos, financiamiento internacional, participación creciente de empresas y ajustes de calendario acordes a la realidad del mercado, Honduras apunta a garantizar seguridad energética, atraer inversión y acelerar su transición hacia una matriz más sostenible y confiable.

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La Secretaría de Energía (SENER) de México publicó el nuevo Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (PROSENER), el cual traza una hoja de ruta energética que relega la participación renovable ya que estará centrada en el fortalecimiento de los combustibles fósiles, particularmente el gas natural, que continuará como energético principal en los próximos años.

Las energías renovables, en cambio, representan apenas el 16%, una cifra que se ha mantenido prácticamente sin cambios y que no permite anticipar un cumplimiento de las metas internacionales de descarbonización para la presente década.

¿Por qué? El documento reconoce que el 82% de la matriz energética primaria está compuesta por energéticos fósiles, con el gas natural ocupando una participación creciente del 22%, por encima incluso de lo registrado en el sexenio anterior.

“Actualmente la estructura de la producción se mantiene prácticamente igual, en un 82% de energéticos fósiles”, manifiesta el Gobierno en el documento. De ese total, el petróleo representa el 60%, el gas natural el 22%, y el carbón apenas el 2%, en retroceso frente a años anteriores. Las renovables no fósiles continúan en desventaja estructural frente al resto del mix.

A diferencia de planes anteriores, el nuevo PROSENER no establece metas claras de capacidad instalada renovable para el 2030, ni objetivos específicos de crecimiento para solar, eólica, geotérmica u otras tecnologías limpias. Sino que la planeación energética se concentra en mantener la generación actual, promover la autosuficiencia de gas natural, y aumentar la eficiencia energética como única vía concreta de reducción del consumo.

En el documento se proyecta una meta de reducción anual del 2.9% en intensidad energética hasta 2036 considerando innovación tecnológica y el aprovechamiento de energías renovables. Esto se convierte en el único parámetro explícito vinculado a la transformación del consumo energético nacional.  No obstante, no se definen mecanismos, financiamiento o marcos normativos que impulsen el desarrollo renovable de forma estructural.

La estrategia energética prioriza el incremento de la producción nacional de gas natural, con una meta de 5 mil millones de pies cúbicos diarios, a fin de reducir la dependencia de las importaciones desde Estados Unidos, que actualmente cubren el 70% del consumo nacional. “La tarea aún pendiente en este sexenio y que resulta primordial de atender es la dependencia del gas natural”, reconoce el documento, que identifica este recurso como “el segundo energético más relevante en el consumo de energía primaria nacional”.

El peso del gas natural se refuerza por su rol clave en la generación eléctrica, en la industria petroquímica y en la producción de fertilizantes. Aunque el texto hace referencia a una “transición energética sustentable”, el uso del gas es considerado funcional en tanto “combustible de transición”, sin un horizonte claro de salida.

El documento también se distancia de los compromisos internacionales en materia climática, como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible o la Agenda 2030, a los que solo alude de forma declarativa. En la práctica, el Gobierno no establece ningún mecanismo cuantificable de cumplimiento de estas metas dentro del nuevo marco de planeación energética.

La única línea vinculada a energías limpias con enfoque social se vincula al despliegue de paneles solares en viviendas del norte del país, mencionada como parte del objetivo de garantizar justicia energética y acceso universal al servicio. “Se propone lograr el 100% de la electrificación de los hogares mexicanos”, señala el texto, priorizando a comunidades indígenas y afromexicanas como parte de una estrategia de inclusión.

A pesar de este componente, el plan relega la expansión renovable en favor de un modelo energético centrado en la autosuficiencia de hidrocarburos, el impulso a la refinación nacional, la reactivación de la industria petroquímica y la integración del gas como pilar estratégico.

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Yingli Solar busca consolidar su reposicionamiento en Perú, un mercado que ya conoce desde hace más de una década y al que regresa con nuevas tecnologías, una oferta más robusta y el respaldo de haber suministrado 85 GW de módulos solares a nivel mundial. Sin embargo, su retorno se produce con un diagnóstico claro: sin infraestructura de transmisión ni un marco jurídico estable, el potencial solar del país podría verse limitado.

“Nos aproximamos al país con la energía y la expectativa de que es un mercado que cuenta con radiación, con demanda energética, con crecimiento como país”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante su participación en el panel 7 de Future Energy Summit (FEs) Perú. Desde su perspectiva, el entorno es favorable desde lo natural y lo político, pero aún presenta barreras estructurales.

Contreras destaca que Perú posee una de las mejores condiciones solares de la región y recuerda que Yingli fue protagonista en los primeros desarrollos solares del país. “Tenemos más de diez años de experiencia en Perú, con plantas suministradas hace más de una década y en operación actualmente, como la de 20 MW, que en su momento fue la más grande del país”, subrayó.

Hoy, la compañía retorna a un entorno más competitivo, con tecnologías más sofisticadas y una visión más amplia sobre los costos reales de los proyectos. Contreras insiste en que la tecnología ya no es el cuello de botella, sino que  los desafíos más urgentes pasan por la transmisión y la seguridad jurídica, condiciones necesarias para que tanto la generación utility-scale como la distribuida puedan despegar.

En ese sentido, señaló que el diseño del mix energético debe ir acompañado de una planificación que contemple los puntos de conexión. “Es fundamental que los grandes pensadores del plan energético realmente enlacen bien la demanda con la generación prevista o planificada. Esas grandes plantas fotovoltaicas deben impulsarse con un marco jurídico estable y sostenible que atraiga inversión”, apuntó.

Uno de los pilares técnicos de la estrategia de Yingli para Perú es la adopción de módulos con tecnología n-type, una línea que el fabricante considera especialmente adecuada para las condiciones locales. Contreras aseguró que esta tecnología ofrece ventajas superiores en eficiencia, resistencia a la degradación y comportamiento térmico. “No fabricamos un módulo para cada condición climática, sino módulos flexibles tecnológicamente para que se adapten al mayor número de comportamientos y condiciones posibles”, explicó.

La degradación lineal estimada en 0,4% anual, junto con un buen rendimiento bajo altas temperaturas y baja radiación, convierte a los módulos n-type en una opción rentable para el país, según apuntó Contreras.

El ejecutivo también hace hincapié en la transferencia tecnológica como una ventaja competitiva, no solo en el módulo sino en toda la cadena de valor. “Cada desarrollo tecnológico que aparece en el módulo fotovoltaico termina transformando desarrollos tecnológicos en el resto de la cadena de suministro”, indicó. Este proceso de adaptación no solo requiere equipos, sino también know-how. “Es conveniente transferir de manera adecuada la experiencia de desarrolladores, especialistas e integradores de otras regiones”, añadió.

Contreras analizó la actual dinámica de precios en el mercado solar y plantea que los módulos fotovoltaicos han alcanzado un nivel tal de competitividad que rozan la lógica de una commodity. “No solamente nos hemos convertido en una commodity, sino que dentro de poco venderemos los paneles a euro kilo”, ironizó, aludiendo al nivel de presión que existe sobre los precios. Sin embargo, aclar+p que esta tendencia no debe ocultar el valor tecnológico de los productos.

Además, enfatizó: “Hay factores que los fabricantes ponemos sobre la mesa que no son puramente tecnológicos, como la sostenibilidad financiera”, puntualiza. En este sentido, recordó que Yingli Solar respalda sus productos con garantías de 30 años, un elemento clave para garantizar la bancabilidad de los proyectos. “Nuestros productos y los proyectos a los que van destinados deben ser tratables financieramente”, explicó.

Este acompañamiento, según detalló, se extiende incluso a aspectos logísticos que pueden impactar el CAPEX total del proyecto. “Un cambio de contenedor a camión lona desde el puerto hasta destino puede suponer un sobrecoste de 300 o 400 dólares por contenedor, y eso puede comerse todo el margen de contingencia del proyecto”, advierte. Por eso, destacó la importancia de brindar un servicio integral, desde la preingeniería hasta la postventa, acompañando al cliente durante toda la vida útil del módulo.

En cuanto al horizonte tecnológico, Contreras proyecta que en los próximos cinco años veremos en el mercado tecnologías como back-contact o incluso células tándem, siempre que el equilibrio entre CAPEX y prestaciones lo permita. “Siendo optimista, espero que estemos hablando de tecnologías que ofrezcan mayores prestaciones al mercado y contribuyan a que el LCOE sea más competitivo”, expresó.

Así, Yingli Solar se posiciona nuevamente como un actor clave en el ecosistema solar de Perú, dispuesto a aportar tecnología de vanguardia, pero también señalando las condiciones necesarias para que ese avance se traduzca en resultados concretos. “Perú tiene todo para crecer pero necesita las bases para hacerlo bien”, concluyó.

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La regulación propuesta por la CREG para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional no solo significó la búsqueda de fortalecer la estabilidad eléctrica del país. Para el ecosistema tecnológico, también es una base legal concreta para que la tokenización de activos renovables deje de ser una promesa y se convierta en una herramienta real de trazabilidad y financiamiento.

En términos regulatorios, el proyecto de resolución da reconocimiento formal a los sistemas descentralizados, habilitando que baterías y plantas renovables participen activamente en servicios de red y arbitraje. Esta flexibilidad no solo amplía la eficiencia del sistema eléctrico, sino que también crea flujos de ingresos estables y predecibles, que pueden ser representados y tokenizados.

En la práctica, representa una oportunidad de monetización adicional para las empresas de energía e, incluso, los autogeneradores. Plataformas como Gaia Ecotrack ya operan bajo ese modelo: cada kW generado puede convertirse en un token que circula en una red blockchain pública, con valor de mercado y auditoría permanente.

Según explicó Ilich Blanco, CEO de Gaia Ecotrack, la resolución introduce condiciones inéditas que hacen posible el salto entre el mundo físico y el digital de la energía.

“El documento exige fronteras comerciales separadas y medición precisa, algo indispensable para validar la energía generada, almacenada y entregada. Eso es exactamente lo que necesita la blockchain para auditar y certificar transacciones energéticas en tiempo real”, señaló el ejecutivo.

Esa energía digitalizada puede intercambiarse, venderse o respaldar nuevos mecanismos de inversión, democratizando el acceso al mercado energético.

“Cuando la energía se vuelve tokenizable, gana una segunda vida financiera. No solo se mide por lo que produce, sino por lo que representa en transparencia, confianza y trazabilidad”, destacó Blanco en diálogo con Energía Estratégica.

Esta dinámica permite que cada instalación fotovoltaica o sistema híbrido sea también un activo digital líquido, con registro público y auditable, lo que fortalece la seguridad de los inversionistas.

Costos y beneficios

El proceso de tokenización no implica grandes barreras técnicas ni económicas. En el caso de esta plataforma, el ejecutivo explicó que “la entidad interesada solo debe conectar su sistema a la red de Gaia, que integra el dispositivo IoT con la blockchain. El costo es bajo y se paga anualmente, asociado al gasto de digitalizar cada kW”.

Asimismo, describe que ese gasto mínimo —denominado gas fee— se ve ampliamente compensado por los beneficios: acceso a incentivos, certificados verdes y nuevos ingresos por servicios digitales.

Según Blanco, “el costo siempre está por debajo del beneficio, porque abre la puerta a varios mercados: créditos de carbono, certificados de energía y minería de datos energéticos. No reemplaza la venta de electricidad, sino que agrega una capa de valor adicional al activo”.

En el fondo, la tokenización actúa como un mecanismo de transparencia y confianza en un contexto donde la digitalización y la descentralización se vuelven estratégicas.

La trazabilidad blockchain permite identificar el origen de la energía, registrar cada transacción y garantizar que los certificados o bonos asociados sean auténticos.

Para el sector energético colombiano, esto implica una evolución hacia un mercado más digital, eficiente y participativo, donde las energías renovables no solo producen electricidad, sino también datos, valor financiero y seguridad institucional.

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En el marco del procedimiento del Acuerdo Preventivo  Extrajudicial (APE) oportunamente abierto por IMPSA ante el Segundo Juzgado de Procesos  Concursales, Circunscripción I de la Provincia de Mendoza, el 15 de octubre se llevaron a cabo  las asambleas de bonistas y obligacionistas de la sociedad a fin de considerar la oferta por la  reestructuración de la deuda, la cual asciende a 583 millones de dólares. 

La exitosa jornada se desarrolló en la sede de IMPSA, ubicada en Mendoza, y fue presidida  por la Lic. Ercilia Nofal. Contó además con la destacada presencia de la jueza Gloria Cortés. Durante la asamblea, los diferentes acreedores fueron sumando las conformidades  expresadas (incluyendo a acreedores bajo préstamos multilaterales tales como el Inter 

American Development Bank (BID), la Inter-American Investment Corporation (BID Invest), Export Development Canada y la Corporación Andina de Fomento, obteniéndose así un  resultado positivo del 86% de los mismos, que representa el 98% del total de la deuda  elegible computable, en ambos casos de conformidad con el art. 45 bis de la Ley 24.522. 

De esta manera, habiéndose aprobado la oferta de APE por mayorías que superan  ampliamente las requeridas por la legislación aplicable, IMPSA procederá en los próximos  días a presentar el mismo ante el juzgado interviniente para su homologación. 

Este rotundo respaldo de los acreedores a la actual gestión liderada por Jorge Salcedo, presidente de IMPSA; Juan Manuel Domínguez, vicepresidente de la empresa; y Pablo Magistocchi, country manager, ratifica el rumbo que tomó la empresa para retomar su  protagonismo en los sectores de energía nuclear, grúas portuarias e hidroelectricidad en  América Latina, Estados Unidos y Asia. 

“Con la reestructuración se consolida la puesta en marcha de la nueva IMPSA, cuyo objetivo  es demostrar cómo una inversión estadounidense en tecnología argentina convertirá a  IMPSA en un fabricante esencial de grúas portuarias y de componentes nucleares para los  mercados estadounidense y argentino, retomando simultáneamente su participación indispensable en la fabricación y rehabilitación de centrales hidroeléctricas en el mundo”,  destacó Jorge Salcedo, presidente de IMPSA. 

“Agradecemos la confianza de nuestros acreedores y el apoyo de los gobiernos argentino y  estadounidense en esta nueva etapa. Estamos convencidos de que esta reestructuración de  deuda constituye el paso inicial que permitirá a IMPSA ser un ejemplo de un caso empresarial  exitoso entre dos países aliados”, agregó Salcedo. 

En cuanto a la propuesta de reestructuración, como surge de la propia oferta de APE, esta  reprogramación de vencimientos de la deuda preexistente permite que IMPSA pueda  comenzar a pagar capital a partir del año 10, contado desde la homologación del APE, lo cual  resulta de vital importancia para brindar a la sociedad el tiempo necesario para el  ordenamiento y normalización de sus operaciones y de su estructura, y continuar con el  proceso de obtención de nuevos contratos conforme al plan de negocios impulsado por su  nuevo accionista controlante, Industrial Acquisitions Fund LLC. 

Este hito representa un antes y un después para IMPSA, a tan solo ocho meses de la toma  de control por parte de los nuevos accionistas, ya que permitirá preservar la continuidad de  la empresa, su tecnología de primer nivel mundial en áreas de gran relevancia estratégica  desarrollada durante sus más de 100 años de existencia, expandirse a los mercados  internacionales y fortalecer la actividad industrial mendocina con el apoyo del gobierno provincial.

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