Hoy se marca un nuevo hito para la industria solar: Energía Estratégica lanza oficialmente el PVBook 2025, el único catálogo internacional del sector fotovoltaico. 

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Se trata de una herramienta estratégica y gratuita que ya está disponible para consulta y descarga en línea, consolidándose como el espacio de referencia para quienes buscan comprender las últimas tendencias en módulos, inversores, trackers y baterías, además de acceder a fichas técnicas, fortalezas de marca y experiencias internacionales que muestran cómo la innovación se traduce en proyectos reales.

El PVBook 2025 no es un simple compendio de información. Su propósito es centralizar y ordenar en un solo lugar los contenidos clave que necesitan fabricantes, generadores, inversores y distribuidores, convirtiéndose en una plataforma que conecta a los actores del mercado global y fortalece la toma de decisiones técnicas y comerciales en un escenario cada vez más competitivo. 

Al reunir en un mismo espacio los principales desarrollos del sector, este catálogo se convierte en un instrumento indispensable para anticipar tendencias, comparar soluciones y potenciar la visibilidad de marcas que buscan consolidarse en mercados emergentes o afianzar su posición en territorios ya desarrollados.

El catálogo también incorpora casos de éxito, proyectos estratégicos y experiencias internacionales que funcionan como guías prácticas y evidencias de cómo la tecnología aplicada logra resultados tangibles. 

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Desde iniciativas que han optimizado la generación solar en condiciones extremas hasta ejemplos de integración con sistemas de almacenamiento y soluciones híbridas, el PVBook 2025 ofrece un panorama concreto de cómo la innovación se materializa en proyectos reales. Esto lo posiciona como un recurso que trasciende lo informativo, al ofrecer un puente entre el desarrollo tecnológico y las oportunidades concretas de negocio.

El PVBook 2025 también representa un escaparate de visibilidad internacional para las empresas participantes. Fabricantes y proveedores líderes como Above, Amara, APsystems, Astronergy, Black & Veatch, CATL, ClouEss, EMD International, EPSE San Juan, Fronius, Genneia, GCL, Gonvarri Solar Steel, Gotion, Great Power, Growatt, Haitai Solar, Hellonext, Huawei, JA Solar y Jinko Solar. 

Junto con otras firmas de relevancia como Master Battery, PVH, Pylontech, RCT Power, Risen, SAV Digital Power Technologies, Sigenergy, Sisener, S-5!, SolaX Power, Solar DQD, Solis, Solstice Solar Power, Sungrow, Yingli Solar e YPF Luz, ya forman parte de esta edición. 

Su participación refleja la confianza depositada en el catálogo como canal estratégico de posicionamiento global y como un punto de convergencia para marcas consolidadas y emergentes. Y gracias a esta diversidad de actores, el PVBook 2025 se presenta como una herramienta con impacto transversal en la cadena de valor. 

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Para los fabricantes, significa un espacio estructurado donde mostrar su portafolio con claridad y profesionalismo; para los desarrolladores y generadores de energía, implica acceso a información precisa que facilita evaluar tecnologías y reducir tiempos de análisis; para los inversores, aporta insumos confiables que permiten identificar oportunidades de negocio y medir riesgos; y para los distribuidores, abre la puerta a un mercado en expansión al brindar un panorama ordenado de opciones y proveedores.

Otro rasgo distintivo del PVBook es su carácter internacional y abierto. Al estar disponible en formato digital y de acceso gratuito, cualquier profesional del sector puede consultarlo y descargarlo desde cualquier parte del mundo, lo que amplifica su impacto y lo convierte en una plataforma verdaderamente inclusiva. En un contexto donde la competitividad global es cada vez más intensa, la democratización del acceso a la información especializada se vuelve un factor clave para impulsar el desarrollo de nuevos proyectos y fomentar una transición energética más rápida y eficiente.

Con este lanzamiento, Energía Estratégica reafirma su liderazgo en la generación y difusión de conocimiento especializado, aportando un insumo de valor que impulsa la transparencia, la visibilidad y la eficiencia dentro de un mercado en permanente transformación. El PVBook 2025 no solo organiza la información disponible, sino que marca un antes y un después en la forma de acceder, compartir y utilizar el conocimiento estratégico en la industria solar global.

En definitiva, se consolida como el gran punto de encuentro de la innovación fotovoltaica internacional, un hito que refleja la madurez del sector y su capacidad de avanzar hacia un futuro más sostenible con herramientas concretas, accesibles y diseñadas para generar resultados tangibles.

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Con una participación preliminar de 23 empresas que retiraron las bases, la licitación PEG-5 en Guatemala despertó expectativas dentro del mercado eléctrico. En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, desde ENERGUATE aseguraron que este nivel de interés evidenciaba la magnitud de la oportunidad para el desarrollo de nueva capacidad de generación, aunque aclararon que la diversidad tecnológica aún no podía conocerse, ya que esta información estará disponible recién el 12 de febrero de 2026, cuando se presenten las ofertas técnicas.

“A la presente fecha, 23 empresas han retirado las bases de licitación”, confirmaron desde ENERGUATE. Sin embargo, advirtieron que “en esta etapa no se requiere información sobre la tecnología o diversidad de las ofertas”, por lo que todavía no era posible proyectar el mix tecnológico de los proyectos.

En cuanto a los precios, la distribuidora aclaró que estos estarían determinados por múltiples factores, entre ellos el tipo de tecnología, la escala de los proyectos y la eficiencia con la que se desarrollen. “La disponibilidad de precios del mercado será en función de las tecnologías ofertadas, tamaño de las centrales de generación y eficiencias en el desarrollo de los proyectos”, explicaron. El mecanismo de subasta inversa, previsto para la evaluación económica en 2026, será clave para transparentar el comportamiento del mercado y definir las condiciones comerciales.

Además, desde la empresa recordaron que los proyectos que resulten adjudicados deberán iniciar suministro en 2030, por lo que los costos estarán sujetos a las condiciones tecnológicas que se consoliden hacia ese año. “Las condiciones de los precios de los equipos o avances tecnológicos previstos por los oferentes se revelarán hasta en la fecha de la evaluación económica de las ofertas”, subrayaron.

Desde ENERGUATE también señalaron que las oportunidades para tecnologías renovables no surgían únicamente de la adenda, sino de las propias características de consumo del mercado eléctrico. En esa línea, resaltaron que la estructura de la demanda, reflejada en las bases de la licitación, abriría espacio para múltiples soluciones tecnológicas. “Las bases de licitación ofrecen una curva de consumo con oportunidades para todas las tecnologías y sus características correspondientes”, indicaron.

Sobre la viabilidad financiera de los proyectos, ENERGUATE resaltó que Guatemala contaba con un marco legal sólido, respaldado por la Ley General de Electricidad y sus reglamentos, que permitió una apertura sostenida a la inversión privada en el sector. “El sector de energía ofrece una buena certeza jurídica mediante la Ley General de Electricidad y sus reglamentos que ha permitido la apertura a inversiones privadas”, aseguraron.

Esa apertura fue clave para la transformación del parque generador guatemalteco, que hoy cuenta con un 74% de participación renovable. “No solo se ha elevado el parque de generación con inversiones nuevas, sino que hemos avanzado hasta un 74% de energía renovable”, destacaron desde la compañía.

En términos de bancabilidad, subrayaron que el país contaba con mecanismos que aseguraban el cumplimiento de los contratos. “Como ha quedado demostrado en los más de 25 años de apertura del mercado, se ofrecen las garantías de pago suficientes para que estas inversiones se materialicen”, afirmaron.

El proceso del PEG-5, junto con la licitación PET-3, continúa avanzando con la publicación de adendas que ajustan plazos clave. En el caso del PEG-5, la presentación de ofertas técnicas se realizará en febrero de 2026, y la evaluación económica ocurrirá a mediados de ese año. La expectativa de ENERGUATE es que este proceso consolide la participación renovable en la matriz, fortalezca la competitividad y brinde un entorno atractivo para nuevos inversores.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentará, durante la próxima edición de la X Semana de la Energía, que se llevará a cabo del 30 de septiembre al 3 de octubre de 2025, el esperado Libro Blanco del Almacenamiento de energía en América Latina y el Caribe, que reunirá un análisis técnico y político sobre el estado actual, desafíos y recomendaciones estratégicas del almacenamiento energético en América Latina y el Caribe.

“OLADE va a sacar el Libro Blanco del Almacenamiento durante la Semana de Energía”, afirmó Gastón Siroit, asesor técnico de la organización, quien adelantó que el evento de presentación será el miércoles, segundo día del evento, y contará con la participación del ministro de Energía de Chile.

El almacenamiento energético se posiciona como uno de los temas más relevantes para OLADE este año. No solo por el crecimiento de su adopción en la región, sino también por su incorporación sistemática en licitaciones recientes. 

“El Caribe tuvo varias de estas, como en Barbados, Jamaica o en República Dominicana, donde se adecuaron las bases para garantizar la incorporación de potencia solar con un 50% de capacidad de almacenamiento”, destacó Siroit, señalando una tendencia hacia esquemas que fortalecen la estabilidad del sistema eléctrico en territorios sin interconexión física.

La importancia estratégica del tema motivó el desarrollo del Libro Blanco, cuya elaboración fue liderada por el equipo técnico de OLADE. 

“Este documento tiene todo el detalle de proyecciones, avances por país y precios”, precisó el asesor. Una entrevista técnica más profunda con el autor del informe ya está prevista.

Además del Libro Blanco, OLADE elaboró este año más de una decena de notas técnicas sobre temáticas clave como biocombustibles, electromovilidad, cocción limpia y transmisión eléctrica, disponibles en su portal oficial. 

“Estamos estandarizando la información y ofreciendo contenido técnico actualizado a nuestro ecosistema: todos los primeros martes se publican un informe técnico”, subrayó Siroit. Según explicó, esto permite facilitar el acceso al conocimiento técnico y consolidar la capacidad de toma de decisiones de los actores del sector.

El enfoque en almacenamiento se articula con otro eje clave para la organización: el fortalecimiento de la agenda energética en el Caribe. Durante la presidencia pro témpore de Barbados –que culminará en Santiago con el traspaso a Belice–, OLADE impulsó una serie de acciones que incluyeron una hoja de ruta energética regional y el informe “Navegando la transición energética en el Caribe”, elaborado en conjunto con los 10 países de la subregión.

“Lo que se hizo fue contactar a cada país, entender sus desafíos, prioridades y sistematizar esa información en un documento conjunto”, explicó Siroit. 

El impacto fue significativo, al punto de que los 27 países miembros respaldaron la iniciativa, no solo los 10 del Caribe. “Eso le dio una espalda mucho más grande al trabajo técnico que se hizo durante el año”, agregó el asesor.

La continuidad con Belice es considerada clave para asegurar la ejecución de lo ya planificado. “Creemos que este 2026 puede ayudar a ejecutar varias de las iniciativas que se fueron planteando”, aseguró, haciendo énfasis en que la transición energética requiere estabilidad institucional.

Junto a estos desarrollos, OLADE también incorporó nuevas prioridades estructurales. Entre ellas se destacó la creación de una Red Regional de Mujeres en Energía (REDLACME) impulsada por la dirección de integración, acceso y seguridad energética de la organización, con foco en Centroamérica. 

“Se trata de nuclear agrupaciones nacionales en una iniciativa regional que impulse el liderazgo femenino en el sector energético de la región, a través de la asociatividad y trabajo colectivo”, indicaron desde el organismo.

Además, se reforzó el trabajo en integración gasífera en el Mercosur, planificación energética y mitigación de emisiones de metano. Todos estos esfuerzos apuntaron a consolidar una estructura de conocimiento técnico estandarizado, al servicio de los gobiernos y actores del ecosistema.

La Semana de la Energía será, nuevamente, el espacio donde se articulen políticas, conocimiento y colaboración regional, en busca de acelerar la transición energética justa en América Latina y el Caribe.

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El Gobierno del Perú formalizó la designación de Joel Odilio Solis Barrientos como nuevo director general de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM), mediante la Resolución Ministerial Nº 296-2025-MINEM/DM, publicada el 15 de septiembre de 2025.

Solis Barrientos, ingeniero mecánico electricista, cuenta con más de 20 años de experiencia en el sector eléctrico, con trayectoria en generación, transmisión y distribución de energía. Su perfil técnico y de gestión cobra especial relevancia en un contexto donde el país atraviesa una profunda transformación normativa y tecnológica en materia energética.

«En concesionarias de distribución, he sido responsable de planificar la operación a corto, mediano y largo plazo, minimizando costos actualizados y maximizando la confiabilidad del sistema de operación», detalla el nuevo Director General en sus redes sociales. Además, destaca su experiencia en la industria azucarera, donde ha liderado la supervisión del montaje y puesta en marcha de centrales térmicas con biomasa, así como su conexión al sistema interconectado nacional.

Con esta designación, el Ministerio de Energía y Minas avanza en la reorganización de sus cuadros técnicos, luego del reciente nombramiento de Francisco Mendoza como Viceministro de Electricidad. Mendoza asumió el cargo en un momento clave, con el desafío de consolidar un nuevo modelo energético más competitivo, renovable y descentralizado.

Cabe recordar que el Congreso peruano aprobó en diciembre de 2024 la Ley 32249, que moderniza el marco normativo del sector eléctrico, con el objetivo de fomentar la competencia y facilitar la incorporación de energías renovables. Esta reforma busca, entre otros puntos, habilitar contratos PPA entre generadores y usuarios libres, sin la exigencia de respaldo de potencia firme, lo que anteriormente limitaba la participación de fuentes variables como la solar y la eólica.

El propio Ministro de Energía y Minas, Jorge Montero, estimó que la nueva legislación podría atraer inversiones por más de 14.000 millones de dólares en generación limpia.  En paralelo, la Ley 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones al estilo chileno, obligatorio y escalonado por plazos —corto, mediano y largo— para el abastecimiento del mercado regulado. Estas subastas permitirán una mayor integración de tecnologías renovables, gracias a la flexibilización de criterios de potencia y bloques horarios, impulsando la competitividad del sistema.

Además, el reglamento normativo prevé el despliegue de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) y la creación de un mercado de servicios complementarios, donde las baterías jugarán un rol clave para garantizar confiabilidad ante la intermitencia renovable.

Actualmente, Perú cuenta con más de 25 GW de proyectos solares y eólicos en carpeta. Empresas como Enel, ENGIE, Kallpa y Zelestra lideran esta expansión, mientras que nuevas plantas como San Martín (300 MWdc) o Punta Lomitas (260 MW) consolidan polos renovables estratégicos en regiones como Ica y Moquegua.

El nombramiento de Joel Solis ocurre, entonces, en un momento crucial para el futuro energético del Perú. “Este no es un nombramiento más, sino la incorporación de un perfil técnico en un punto de inflexión del sistema eléctrico peruano”, enfatizan fuentes del sector.

La Dirección General de Electricidad será responsable de articular los próximos pasos regulatorios, técnicos y de planificación, en conjunto con OSINERGMIN, COES y el Viceministerio. La misión: transformar el potencial renovable del país en proyectos operativos, garantizar la estabilidad del sistema y promover una transición energética ordenada, eficiente y sostenible.

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Puerto Rico se apoya cada vez más en el almacenamiento energético como herramienta clave para fortalecer la resiliencia de su red eléctrica ante fenómenos climáticos extremos. En la actualidad, más de 155.000 de los 170.000 sistemas solares residenciales instalados en la isla cuentan con al menos una batería, lo que representa una capacidad de 775 MW de potencia pico distribuida en los hogares.

“El almacenamiento de energía es esencial por diversas razones”, manifestó Javier Rúa-Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).

Este parque de baterías domésticas, además de garantizar continuidad energética individual, ya está generando beneficios sistémicos. “El uso de al menos 70000 de estas baterías en el programa de planta virtual de LUMA (CBES+) está ya evitándole apagones a toda la red eléctrica de la isla en horas de la noche, supliendo los déficits de reserva y generación central”, explicó el especialista.

Frente a un evento extremo con apagón generalizado, la red se beneficia directamente de esta capacidad distribuida. “El hecho de que habría sobre 155.000 hogares autosupliéndose con sus baterías ayuda a que el blackstart de la red sea más fácil, pues reduce la demanda que hay que cubrir”, sostuvo Rúa-Jovet.

La tendencia sigue en crecimiento, con más de 3500 nuevos sistemas residenciales con batería incorporándose cada mes.

Si bien el segmento residencial ha avanzado con rapidez, el desarrollo de almacenamiento a gran escala aún no se ha concretado.

“Según los últimos informes, no se han integrado todavía baterías a gran escala en la red eléctrica. Genera y LUMA tienen planes concretos en esa dirección, pero todavía no se han construido”, indicó el ejecutivo.

Para ampliar el alcance del almacenamiento energético en Puerto Rico, Rúa-Jovet propuso expandir los programas existentes. “Sería muy positivo extender la VPP (CBES) a sistemas más allá de baterías residenciales e incluir específicamente baterías a escalas comerciales e industriales”, afirmó. Esto permitiría dinamizar la participación de nuevos actores y fortalecer la red desde distintos puntos del sistema.

En términos de bancabilidad, el segmento residencial cuenta con un entorno favorable. “Mientras la política de medición neta exista (se protegió por ley hasta el 2030) y sigan, como se prevé que continuarán, las múltiples opciones de financiamiento existentes, todo seguirá bien”, aseguró. Modelos como los arrendamientos tipo TPO y diversas líneas de crédito han permitido un crecimiento sostenido.

Distinta es la situación en los segmentos comerciales e industriales, donde “el obstáculo en general ha sido las limitadas opciones de financiamiento”, reconoció el directivo. Y más compleja aún es la realidad del almacenamiento a escala de utilidad, donde la viabilidad de los proyectos está afectada por la situación financiera del principal offtaker. No obstante, destacó que se están activando alternativas: “Para estas propuestas se busca asegurar fondos federales FEMA y se informa que Genera está encaminando eso de forma concreta”.

En el marco de la meta trazada por Puerto Rico para alcanzar el 100% de energía renovable hacia 2050, el papel del almacenamiento será determinante. “Tenemos que seguir añadiendo baterías, al frente y detrás de los metros y a través de la red eléctrica, hasta alcanzar varios GW”, proyectó Rúa-Jovet. Este despliegue masivo será clave para garantizar firmeza, flexibilidad y resiliencia en una red que busca dejar atrás su dependencia de combustibles fósiles importados.

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El pasado blackout que dejó a más de 8 millones de hogares sin suministro eléctrico por más de siete horas en Chile sigue como punto de debate tras varios meses. Y lejos de estar vinculado a un exceso de generación renovable, como inicialmente se sugirió en algunos espacios del sector, informes revelaron que el evento se desencadenó por una falla técnica específica en la infraestructura de transmisión, según detallan expertos académicos.

Claudia Rahmann, de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, desmintió cualquier relación entre la crisis y la generación fotovoltaica: “Para evitar mitos o supuestos que no corresponden, no hubo un corto circuito, no hubo una falla, y tampoco hubo ningún problema relacionado con las grandes inyecciones de energía solar en el norte del país”. 

De acuerdo con el análisis técnico, la secuencia de eventos se inició con una falla en el sistema de protección y comunicación de la línea de transmisión Maitencillo – Pan de Azúcar de 500 kV, operada por ISA Interchile. 

El incidente comenzó a las 13:35 horas con una interrupción en las comunicaciones. Posteriormente, a las 15:13 horas se reinició el multiplexor de la subestación Maitencillo, pero dos minutos más tarde, el multiplexor de la subestación Pan de Azúcar ordenó la desconexión de los circuitos, lo que marcó el inicio efectivo de la falla.

“Tras esa desconexión, el Sistema Eléctrico Nacional quedó conectado únicamente a través del enlace de 220 kV, una infraestructura débil para soportar el flujo energético que superaba los 2000 MW provenientes del norte. Esta conexión colapsó después de apenas 1,5 segundos, lo que generó la separación del sistema en dos islas eléctricas”, explicó Rahmann

La isla centro-sur experimentó una caída de frecuencia que provocó su colapso aproximadamente cinco segundos después de la falla inicial. Mientras que cuatro minutos más tarde, la isla norte también colapsó, esta vez por caída de tensión. 

Durante este proceso, se produjeron desconexiones anticipadas de generación que afectaron el equilibrio del sistema. “En esas circunstancias, lo que menos necesitamos es que se nos desconecte la generación, sino que se requería desconectar carga para lograr mantener una especie de balance en el sistema o intentar aspirar al balance”, señaló la especialista.

“Los análisis de informes de falla mostraron que mientras el SEN se mantenía conectado a través de este enlace en 220 kV, se desconectaron casi 500 MW de generación en la isla centro-sur. De esos 500 MW habían seis centrales generadoras, de gran escala, que sumaban en total 100 MW y casi 400 MW de generación distribuida”, agregó. 

Una vez que el sistema se separó completamente, se produjo también la desconexión de 13 centrales convencionales con una potencia inyectada en el instante de la falla de aproximadamente 600 MW. Esta pérdida adicional de generación contribuyó al colapso de ambas islas, revelando debilidades estructurales en la respuesta automática del sistema eléctrico ante contingencias extremas.

Recomendaciones clave del informe técnico

El análisis posterior concluye que el colapso total del sistema podría haberse evitado si se hubiesen respetado protocolos y funcionado adecuadamente los mecanismos de defensa. “Si los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) no hubiesen desconectado generación PMGD y, por ende, hubiesen cumplido con los montos intuidos, y si se hubiese contado con los recursos de control de contingencia que están dimensionados, el colapso podría haberse evitado”, subrayó Rahmann.

Por ese mismo motivo insistió en la necesidad de implementar el automatismo previsto en el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, asegurar que los EDAC actúen conforme a los montos establecidos, y evitar que los PMGD se desconecten de manera anticipada o fuera de norma.

Estos hallazgos devuelven el foco del debate técnico hacia la confiabilidad y robustez del sistema eléctrico nacional, dejando sin sustento las versiones que culpaban a la generación renovable de un evento que tuvo como raíz una secuencia de errores en la infraestructura de protección y comunicaciones.

La entrada Más repercusiones del apagón en Chile: descartan que grandes inyecciones solares provocaran el colapso del sistema se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá se encuentra en una encrucijada energética. Tras años de crecimiento sostenido en solar y eólica, el sistema alcanzó su capacidad máxima de integración sin respaldo firme. Según advirtió David Vilar Ferrenbach, especialista senior en energía del Banco Mundial, este límite técnico impone la necesidad de incorporar tecnologías complementarias.

“Panamá en los últimos años ha expandido su parque de renovables hasta un punto que ya el sistema está a veces con límites de más expansión, si hablamos de solar y eólica”, manifestó el ejecutivo. La falta de tecnologías firmes o almacenamiento, señaló, hace inviable seguir sumando capacidad renovable intermitente en el corto plazo.

La reciente incorporación de la central térmica Gatún podría marcar un punto de inflexión. “Entiendo que con la entrada de Gatún, la térmica se va a poder desarrollar más renovables en el país”, afirmó Vilar Ferrenbach, quien observó que esta nueva fuente de firmeza habilitará condiciones para una segunda ola renovable, siempre que venga acompañada de planificación y regulación adecuada.

El almacenamiento, sin embargo, no logró aún posicionarse como alternativa concreta. A pesar de su potencial, no existe una regulación que defina su rol, tamaño ni viabilidad económica. “No se entiende muy bien aún el papel del almacenamiento en el sistema panameño”, sostuvo el especialista. Hoy, la firmeza la siguen aportando las plantas térmicas.

“Hasta que no haya una regulación adecuada, no hay oportunidad para baterías aquí en el país”, advirtió. Incluso iniciativas como la implementación obligatoria de un 50 % de potencia firme por parte de cada proyecto renovable, como ocurre en República Dominicana, podrían ser un primer paso: “Esto creo que sería lo más mínimo que debería pedirse”, sugirió.

Expectativas del sector y condiciones del mercado

La falta de un marco normativo claro también afectó las expectativas sobre las licitaciones futuras. Ante el nombramiento del nuevo secretario de Energía, el sector se mantiene expectante, pero sin señales firmes. “Tal y como se planteó la subasta anterior, creo que no va a pasar”, indicó Vilar Ferrenbach, quien previó que el operador del sistema realizará nuevos análisis antes de lanzar esquemas actualizados. “Algo va a hacerse, pero no creo que sea lo mismo que se proponía hace un año”, agregó.

Otro factor que limitó el avance fue el tamaño de los proyectos. En Panamá, predominan iniciativas pequeñas y múltiples, lo que reduce la eficiencia y eleva los costos. “Las renovables en Panamá son demasiado caras”, subrayó. Para bajar precios, el ejecutivo propuso una planificación más clara con proyectos de gran escala. “Una forma de bajar costes es con proyectos más grandes, que es un poquito lo que adolece el sector aquí”, señaló.

En paralelo, la entrada de Gatún impactará directamente en el precio spot. Se espera una reducción que podría modificar la rentabilidad de los proyectos renovables sin contratos PPA. “Las expectativas son que el spot baje con la entrada de Gatún”, remarcó el especialista. Y advirtió: “Creo que han vivido un momento dulce, pero que ahora habrá que ajustarse”.

En cuanto a tecnologías con mayor proyección, el especialista señaló que con la incorporación de nueva térmica, solar y eólica deberían tener condiciones para expandirse. “Con las nuevas térmicas que están entrando, hay potencial de crecimiento de las renovables”, aseguró.

Pero no todo se limita al parque local. Vilar Ferrenbach mencionó posibles proyectos estructurantes que podrían transformar el futuro energético panameño. La interconexión con Colombia es una de ellas: “Puede haber un game changer si la interconexión con Colombia avanza”, indicó. Además, analizó los efectos sobre el sistema de transmisión regional, el SIEPAC, en un contexto de creciente oferta de gas.

El Banco Mundial también observó un posible reposicionamiento de Panamá como exportador regional, especialmente durante años secos. “Es una cosa que estamos viendo como cambios fuertes en el corto o medio plazo”, puntualizó.

De cara a los próximos años, el especialista proyectó poco movimiento inmediato en términos de nuevos proyectos impulsados por licitaciones. Sin embargo, consideró que a partir de 2028–2029 podría comenzar a desarrollarse el almacenamiento en el país. “Yo creo que para 2028 o 2029 es cuando las baterías podrían desarrollarse en el país”, concluyó.

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La Asociación de Mujeres en Energía de Chile (AME Chile), junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), concluyó la segunda fase de su gira por América Latina y el Caribe, desarrollada entre el 8 y el 12 de septiembre en República Dominicana y Ecuador, para impulsar la creación y el fortalecimiento de redes de mujeres en el sector energético.

En esta etapa participaron más de 40 mujeres, que se suman a las experiencias previas en Guatemala, Costa Rica y Honduras, alcanzando más de un centenar de participantes involucradas en los talleres. Estos espacios permitieron avanzar en la consolidación de redes nacionales, en el fortalecimiento de capacidades técnicas y en el diseño colectivo de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

“Estamos hoy día concluyendo una gira por América Latina y el Caribe para conformar la Red LACME. La experiencia de la Asociación de Mujeres en Energía de Chile ha sido fundamental para compartir buenas prácticas, aprendizajes y desafíos. Esto nos permitirá poner la agenda de género y energía en la primera línea de las políticas públicas y corporativas de la región”, destacó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLADE.

Por su parte, Gloria Alvarenga, directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE, subrayó:  “Para derribar barreras, debemos garantizar que la voz y experiencia de las mujeres sean parte integral de cada decisión». 

En representación de la sociedad civil, la presidenta de AME Chile, Pía Suárez, resaltó el valor de construir desde la articulación: “No venimos solo a compartir éxitos, sino también errores, para que cada país pueda avanzar desde su propia experiencia. Este espacio está diseñado para conversar, compartir y construir juntas”.

Una red regional en consolidación

Con las experiencias acumuladas en Guatemala, Costa Rica, Honduras, República Dominicana y Ecuador, la RedLACME comienza a posicionarse como una plataforma regional con identidad, propósito y sostenibilidad, destinada a cerrar las brechas de género, generar alianzas estratégicas y aportar a la transición energética justa de América Latina y el Caribe.

El proceso tendrá un momento clave el próximo 1 de octubre de 2025, cuando, en el marco de la X Semana de la Energía que tendrá lugar en Santiago de Chile, se realice el lanzamiento oficial de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía (RedLACME).

La entrada AME Chile y OLADE avanzan en la conformación de la Red LACME tras talleres en República Dominicana y Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

La viabilidad de los nuevos proyectos renovables en Perú dependerá en gran parte de su capacidad para integrarse de manera oportuna a un sistema eléctrico cada vez más exigido, según apuntan desde el sector. Para Robinson Ponce Frías gerente comercial de EDF power solutions Perú, la disponibilidad de interconexión se ha convertido en un elemento estructural de análisis, al mismo nivel que la calidad del recurso o el CAPEX estimado.

“El desafío de transmisión va mucho más allá del punto de conexión: la factibilidad depende de la capacidad de la subestación, la distancia y la saturación de la red. Si estos factores no cierran, la energía no se evacúa al 100% y la rentabilidad queda en riesgo”, explicó el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica. Esta situación, indicó, exige que los desarrolladores analicen desde etapas tempranas la ubicación estratégica y la capacidad de evacuación de sus plantas.

Desde la óptica de los costos, Ponce Frias enfatiza que las proyecciones de CAPEX y OPEX deben estar actualizadas y alineadas a la realidad local.

“En un proyecto renovable, usar referencias desfasadas o extrapoladas de otros mercados puede dar una falsa rentabilidad: el BoP, la logística y los costos de operación cambian según la ubicación y, si no se actualizan, un proyecto puede parecer viable en los modelos y fracasar en la realidad”, advirtió. A su juicio, ignorar estas variaciones conduce a decisiones de inversión equivocadas y a sobreestimar el verdadero desempeño del proyecto.

Además de la interconexión y los costos, la estabilidad jurídica y social del terreno es decisiva para la factibilidad del proyecto. “Si no tienes títulos claros, si hay superposición con concesiones mineras o conflictos con comunidades, el proyecto puede paralizarse incluso antes de comenzar”, sostuvo. En zonas con sensibilidad ambiental o presencia de restos arqueológicos, los permisos sociales y ambientales pueden demorar o quedar trabados por largos periodos, lo que introduce una capa adicional de riesgo.

En el plano regulatorio, el ejecutivo señala que la Ley 32249 es un avance, pero aún presenta vacíos que generan incertidumbre para los proyectos renovables. La reglamentación de los servicios complementarios bajo el principio de causalidad podría trasladar costos adicionales a las tecnologías variables, reduciendo su competitividad. También quedan pendientes definiciones sobre la participación de BESS y su coordinación con la expansión de transmisión.

“El verdadero impacto de la ley dependerá de cómo se resuelvan estos puntos en la reglamentación y de que el mercado reciba señales claras y estables para impulsar inversiones de largo plazo”, subrayó.

El modelo de negocio también debe estar alineado con las condiciones del sistema. En un mercado spot volátil, sin un contrato firme, los proyectos pierden acceso al financiamiento. “Un proyecto sin contrato queda completamente expuesto, y eso lo convierte en un esquema muy difícil de financiar”, afirmó el ejecutivo. Por eso, considera esencial estructurar PPAs que no solo aseguren precios competitivos, sino que también incluyan mecanismos de ajuste frente a riesgos de congestión, vertimientos, spreads nodales y cambios regulatorios.

En este escenario, el especialista apuntó que el LCOE tradicional ya no basta, pues no contempla los riesgos que enfrentan hoy los proyectos renovables. El ejecutivo subrayó que “Hay que mirar más allá del LCOE tradicional. Lo importante es saber cuánto cuesta realmente generar y entregar energía en condiciones concretas”.

En esa línea, resaltó que el VA-LCOE (Value Adjusted Levelized Cost of Electricity) incorpora elementos como sobrecostos sistémicos, spreads nodales y firmeza energética, ofreciendo una evaluación más completa que permite anticipar riesgos y evitar pérdidas de competitividad en el mercado.

A pesar de los desafíos, existen señales que fortalecen la confianza en el desarrollo renovable en el Perú. Existen más de 20 GW en solicitudes de conexión, una tendencia global hacia la descarbonización, menores costos tecnológicos y un mercado corporativo cada vez más interesado en energía limpia. “Tenemos la tecnología, el recurso y una demanda creciente. Lo que necesitamos es una regulación clara y predecible que permita viabilizar estos proyectos a gran escala”, destacó.

Finalmente, Ponce Frias recomienda a los nuevos actores del mercado evaluar con profundidad todos los componentes que pueden alterar la rentabilidad de un proyecto: desde el acceso a la transmisión, terrenos, permisos y la regulación, hasta la proyección del modelo financiero ajustado a escenarios reales. “El éxito de un proyecto renovable no depende de un solo factor, sino de integrar todas las variables en un modelo robusto y realista”, concluyó.

Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit (FES) elaboraron un informe dedicado al mercado peruano de cara al encuentro FES Perú que se celebrará el próximo 29 de septiembre en Lima y que reunirá a más de 400 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y especialistas en financiamiento. El informe está disponible de forma gratuita para todas aquellas personas interesadas e incluye análisis especializado y exclusivo, que ofrece datos, cartera de proyectos, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas

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Con presencia activa en siete países y una cartera de más de 5 GW en desarrollo,e se consolida como uno de los jugadores más dinámicos del ecosistema renovable latinoamericano. Si bien la casa matriz de la compañía se encuentra en Chile, su estrategia actual mira cada vez con más fuerza hacia otros mercados de la región, apostando por proyectos eólicos, solares, sistemas de almacenamiento y nuevos modelos de negocio como data centers o autoconsumo industrial y comercial.

“El objetivo a mediano plazo es pasar de 1,5 gigas en desarrollo a poder llegar alrededor de unos 2,5 gigas con inversionistas dentro de los próximos dos años en Chile, y más de 5 gigas si sumamos todos los países”, manifestó el CEO de la compañía, Horacio Vásquez Mena, en diálogo con Energía Estratégica.

Según información oficial de la empresa, el portafolio solar de Lader Energy incluye 2,4 GW en Chile, 1,5 GW en Perú, 700 MW en Argentina, 500 MW en Colombia y 120 MW en Ecuador. A esta proyección se suman los primeros contratos en México, que ya aportan 200 MW, con planes de expansión hacia los 600 MW antes de fin de año. En Argentina, la compañía mantiene una presencia activa desde los primeros programas de incentivos, y ahora buscan retomar actividades.

En Perú, el foco está puesto en la energía eólica, debido al alto reconocimiento de potencia que ofrece esta tecnología frente a la solar. “Decidimos partir con eólica por el reconocimiento de potencia que tiene en Perú, que es mucho más alto que la solar”, indicó Vásquez Mena.

Esto les permite mejorar la competitividad al momento de negociar contratos PPA, especialmente con generadoras tradicionales que luego venden la energía a clientes finales mediante blends.

En la zona norte del país, la compañía desarrolla un parque eólico de 153 MW en Talara, actualmente en tramitación ambiental, con expectativa de iniciar construcción a mediados de 2026. A este se suma el proyecto Vientos de Murrupe, de 200 MW, con cronograma previsto para 2027, y un parque solar de 200 MW “Sol de Talara”.

Según el ejecutivo, estas iniciativas podrían permitir duplicar la capacidad de desarrollo en los próximos dos años, apalancándose en una red eléctrica robusta, proyectos de ampliación ya aprobados y la conexión internacional con Ecuador.

Asimismo, Lader Energy sigue con atención la evolución del reglamento para licitaciones de distribuidoras en Perú, donde se espera que las renovables puedan participar en contratos con clientes regulados, similar a lo que ocurre en Chile. “Esperamos que eso salga a final de año para poder ver ese tipo de licitación a partir del próximo”, sostuvo el CEO. Mientras tanto, la compañía avanza en negociaciones con incumbentes del sistema, al estilo B2B, replicando esquemas que ya funcionan para solares en el país.

En México, la apuesta es más reciente pero no menos estratégica. Hace seis meses abrieron operaciones y ya se encuentran desarrollando un proyecto solar de 200 MW en Sonora, con la expectativa de alcanzar un pipeline solar de entre 500 y 600 MW antes de fin de año. Esta decisión se da en un contexto político aún incierto, aunque con señales favorables.

“Estamos tomando riesgos. Creemos que con este nuevo gobierno existe la intención de permitir inversión privada en renovables y que no todo sea estatal, algo que antes no existía”, expresó Vásquez Mena, quien interpreta esta etapa como una “segunda ola” para el mercado mexicano. Por lo que la empresa apuesta por desarrollar los proyectos, conseguir PPAs competitivos y atraer inversión, siempre atentos a cómo evoluciona el nuevo marco institucional.

En Colombia, la compañía concretó recientemente la venta del proyecto solar Puerto de Santander, de 200 MW, al fondo brasileño Patria Investments. Con licencia ambiental ya aprobada, se prevé el inicio de construcción a fines de este año o inicios de 2026. “Esta transacción la cerramos hace un mes. Será nuestro primer proyecto solar en construcción en Colombia”, detalló el ejecutivo, quien aclaró que se sigue evaluando si ampliarán el portafolio en el país, según las condiciones de desarrollo y conexión.

Lader Energy también incursiona en nuevos modelos de negocio. Uno de ellos es el desarrollo de data centers, que están emergiendo como una fuente creciente de demanda energética constante y con exigencias de suministro renovable 24/7. En ese sentido, la empresa avanza en la concreción de su primer terreno para data center en la Región Metropolitana de Santiago de Chile, aprovechando infraestructura y conexiones ya aseguradas en terrenos propios, con interés de replicar el modelo en países como Perú y Colombia. 

“Buscamos terrenos cercanos a conexiones existentes donde podamos instalar data centers que requieran energía 24/7 renovable”, señaló Vásquez Mena. “Estamos conversando con empresas del sector, tanto Colocation como hiperescaladores tipo Amazon o Google”, agregó.

Otro frente en evaluación es el almacenamiento, donde Lader Energy busca capitalizar su experiencia en Chile para proyectar nuevas oportunidades en mercados emergentes. La clave, según su estrategia, está en la existencia de condiciones normativas que permitan rentabilizar la inversión en sistemas BESS, ya sea mediante ingresos por arbitraje o pagos por potencia. En este sentido, la compañía observa con atención lo que ocurre en el mercado peruano.

“Hoy en Perú no existen ingresos por potencia asociados a baterías ni diferencias de precios día-noche que permitan arbitraje”, indicó Vásquez Mena, quien advierte que la implementación de estos mecanismos será determinante. No obstante, en el país andino se discute una normativa ue podría exigir una capacidad mínima de almacenamiento en proyectos renovables, lo que abriría nuevas opciones.

“La normativa chilena en almacenamiento es muy interesante y creemos que puede ser replicable si se adapta a las características de cada mercado”, resaltó el CEO.

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Perú se está consolidando como uno de los mercados solares más dinámicos de América Latina, con más de 14 GW en tramitación y construcción. Este contexto es clave para Yingli Solar, que enmarca su estrategia en el país a través de su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú el próximo 29 de septiembre, donde la compañía buscará consolidar su posicionamiento y estrechar lazos con los principales desarrolladores y EPCs activos en la región.

“Perú nos llama especialmente la atención por diversas razones”, sostuvo Luis Contreras, managing director de Yingli Solar, en diálogo con Energía Estratégica. Entre ellas destacó el recurso solar privilegiado en zonas como Arequipa, Moquegua y Tacna, con índices de radiación entre los más altos del mundo. A ello se suma una matriz energética diversificada y una demanda eléctrica creciente cercana al 3% anual. “Está claro que la fotovoltaica cumple un papel estratégico para avanzar hacia un mix más limpio y competitivo, y además ofrece soluciones en zonas aisladas que no están conectadas a la red”, subrayó.

El ejecutivo puso en valor la apertura del mercado peruano a través de la nueva ley 32249, con licitaciones enfocadas en solar, eólica y biomasa, junto con la expansión de los PPAs privados, que generan oportunidades con sectores como la minería, grandes industrias y data centers. Además, mencionó las posibilidades que abre la interconexión eléctrica regional con Chile, Colombia y Ecuador, que permitirá a proyectos solares entrar en el juego de la oferta y la demanda a gran escala.

La estrategia de Yingli Solar en Perú se apoya en dos frentes. Por un lado, los grandes proyectos utility, donde la empresa concentra la mayor parte de sus recursos. Por otro, la generación distribuida, canalizada a través de distribuidores estratégicos.

“Queremos crecer de la mano de clientes clave tanto en utility como en el canal distribuidor. Más allá de la tecnología, es el servicio lo que marca la diferencia en un contexto de altísima competencia”, aseguró Contreras.

En materia tecnológica, Yingli apuesta a sus módulos basados en células n-type TopCon, una línea que consideran hoy como la más eficiente en la relación costo-producción. “No hay ninguna tecnología que mejore ese balance en estos momentos”, explicó el managing director.

El portafolio incluye módulos de hasta 715 Wp para utility, versiones de 625-640 Wp para proyectos medianos y un módulo de 590 Wp muy demandado en distribución y aplicaciones comerciales o residenciales. Según Contreras, estas soluciones se adaptan perfectamente a las condiciones geográficas y climáticas de Perú.

Consultado por el escenario de precios, el directivo reconoció que la situación sigue marcada por la sobreoferta de fabricantes frente a una demanda más limitada. “Somos muchos fabricantes frente a poca demanda internacional, por lo que es muy difícil vender, pero afrontamos esta realidad con optimismo y determinación”, remarcó. Y señaló que la eliminación progresiva del tax rebate en China, que pasó del 13% al 9% y podría reducirse aún más en los próximos meses, impactará en los costos.

Sin embargo, mencionó mejoras en los fletes y medidas regulatorias chinas que buscan equilibrar oferta y demanda, junto con mayores exigencias internacionales en trazabilidad y estándares de calidad, lo que contribuiría a estabilizar el mercado.

La participación en Future Energy Summit (FES) Perú se presenta como pieza clave de la estrategia local. “Lo que espero del encuentro es un nivel de networking muy alto, poder encontrarnos con los players estratégicos que ya tienen proyectos avanzados en Perú y presentarnos como alternativa tecnológica y socio local”, expresó Contreras. Destaca que el evento permite acercarse al conocimiento real del país y a la visión de Gobierno, instituciones y fondos de inversión sobre el apetito que despierta la región.

Cabe recordar que el encuentro reunirá a más de 500 stakeholders del sector energético, incluyendo CEOs, directores y responsables técnicos de las principales empresas de energías renovables de la región, entre ellos Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, Jaime Toledo, CEO Sudamérica de Acciona Energía, Marco Fragale CEO de Orygen, Guillermo Grande, CEO de EDF Perú, entre otros.

El ejecutivo resaltó también la oportunidad de trasladar la experiencia internacional de la compañía al mercado peruano: “Queremos presentarnos como una marca con experiencia contrastada, con solidez financiera y con más de 85 GW suministrados en el mundo, incluyendo geografías extremas como el desierto de Atacama o Arabia Saudí, también en Perú».

Referenció la emblemática planta de Panamericana Solar en Perú, donde 20MW de módulos Yingli Solar operan desde 2013. Así como la experiencia de la marca en la geografia andina donde cuenta con más de 170MW instalados en Chile y Ecuador. Mientras que en Arabia Saudí la empresa está suministrando más de 1.250 MW bajo condiciones de radiación y temperaturas extremas. 

Con este recorrido, Yingli Solar busca convertirse en un actor de peso en el mercado peruano, aportando tecnología, financiamiento sólido y capacidad de acompañar proyectos de largo plazo. “Perú para nosotros se ha convertido en un mercado super interesante, con muchas alternativas de crecimiento y participación”, concluyó Contreras.

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Air-e, distribuidora que atiende a 1.300.000 usuarios en Atlántico, Magdalena y La Guajira, atraviesa su momento más crítico desde su creación en el año 2020. Pese a la intervención estatal iniciada un año atrás, el 11 de septiembre de 2024, sus pasivos superan los 3,6 billones de pesos y el recaudo mensual apenas cubre el 74% de la facturación, lo que genera un déficit operativo cercano a $185000 millones cada mes.

Este hueco financiero ha obligado al uso de recursos del Fondo Empresarial para pagar a generadores y mantener la operación, pero la deuda sigue en aumento.

Desde el sector subrayaron que la situación tiene un potencial efecto sistémico. «La regulación obliga a los generadores a seguir suministrando energía aun en mora, trasladando el riesgo financiero a toda la cadena», aseguraron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

«Es decir que si la compañía no logra recuperar liquidez, podrían verse afectados los pagos a generadores térmicos y renovables, con riesgo de que plantas reduzcan o paren su operación», agregaron. 

Además, la región Caribe es el polo de desarrollo de proyectos eólicos y solares más importante de Colombia. Y Air-e fue pionera en subastas privadas de energía limpia, adjudicando alrededor de 200 MW de nueva capacidad.

Por lo que una eventual liquidación pondría en suspenso esos contratos, afectando la bancabilidad y el cierre financiero de los proyectos, lo que podría retrasar el ingreso de nueva energía renovable al sistema.

Asimismo, se advierte también la falta de transparencia, ya que a más de un año de intervención, no hay reportes completos de cartera ni de pasivos, lo que dificulta evaluar si las medidas han surtido efecto.

«Incluso las tensiones entre el Ministerio de Minas, la Superintendencia y los agentes interventores, con rotación de funcionarios, complica la continuidad del plan de rescate», indicaron desde el sector. 

Escenarios posibles y alertas para el sector

Los escenarios en el corto plazo van desde un plan de saneamiento con apoyo adicional del Estado y nuevas reglas de contratación que reduzcan la exposición a la bolsa, hasta la liquidación de la empresa y reasignación de la operación a otro operador. En cualquiera de los casos, los generadores deben:

• Monitorear de cerca los comunicados de Superservicios y la Contraloría.
• Revisar las garantías de pago y condiciones de sus PPAs.
• Evaluar coberturas financieras para proteger el flujo de caja.
• Preparar planes de contingencia para conexión de proyectos y cronogramas de obra.

Las inversiones comprometidas por desarrolladores (Mainstream, ABO Wind, Cox Energy, entre otros mencionados en los acuerdos) podrían peligrar ante la falta de un comprador solvente de la energía.

Además, la continuidad de programas de autogeneración y energía distribuida impulsados por Air-e en la región (por ejemplo, conexión de clientes con paneles solares) quedaría en el limbo.

La crisis amenaza con frenar la incorporación de fuentes limpias en la Costa Caribe, un revés tanto para las metas nacionales de transición energética como para el desarrollo local sostenible.

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La expansión de las energías renovables en Honduras enfrenta barreras estructurales que deberán resolverse para permitir la integración masiva de nueva capacidad con almacenamiento. Así lo planteó Leonardo Deras, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), al analizar las condiciones técnicas y normativas del país.

Uno de los principales desafíos es la capacidad de transmisión. “Como uno de los principales desafíos técnicos se encuentra la necesidad de realizar inversiones en transmisión para la conexión de las nuevas centrales generadoras”, sostuvo Deras.

La infraestructura actual impone limitaciones físicas que podrían frenar el desarrollo renovable del país. “Estas deficiencias pueden limitar la capacidad que es posible integrar en el sistema interconectado nacional y la energía que es posible llevar hasta los centros de consumo”, precisó el comisionado.

La red eléctrica hondureña, con un alto grado de concentración en ciertas zonas y puntos de congestión críticos, dificulta el acceso de nuevos proyectos en regiones con alto potencial solar y eólico, particularmente en zonas rurales o alejadas de los centros de carga. Las inversiones en líneas de transmisión y subestaciones son consideradas urgentes para aumentar la resiliencia y flexibilidad del sistema.

En paralelo, la mejora del marco normativo es otro eje crítico para destrabar inversiones. “Se deben realizar las mejoras regulatorias y normativas que permitan brindar mayor claridad sobre los procesos que se deben seguir para la obtención de permisos y licencias”, propuso el funcionario.

También es necesario avanzar en la definición y el acceso a incentivos claros y eficaces. Deras subrayó que debe trabajarse para “brindar mayor claridad sobre los incentivos aplicables”.

Además de los desafíos técnicos y regulatorios, el entorno institucional agrega un nivel de complejidad adicional. “Si bien no son aspectos técnicos, es importante tener presente como desafíos para este proceso de licitación la situación financiera de la ENEE y la estabilidad política y jurídica del país”, advirtió.

La situación financiera de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha sido señalada como una de las principales fuentes de incertidumbre para los desarrolladores y entidades financiadoras. A esto se suma la necesidad de fortalecer los mecanismos de resolución de disputas y la previsibilidad normativa en contratos a largo plazo.

En este contexto, Honduras se encuentra en una encrucijada: cuenta con recursos renovables abundantes, pero enfrenta limitaciones estructurales que podrían frenar su aprovechamiento. El éxito de futuras licitaciones dependerá no solo del diseño del proceso, sino también de las condiciones del entorno para implementar los proyectos adjudicados.

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Las abrazaderas para techos metálicos engargolados de S-5!, incluyendo la solución estrella de la compañía para fijación solar sin rieles, el PVKIT®, y la versátil abrazadera S-5-MX™, han obtenido la aprobación de producto en Florida (FPA) para Zonas de Alta Velocidad de Viento y Huracanes (HVHZ – por sus siglas en inglés).

Esta certificación representa un hito importante dentro del riguroso proceso de aprobaciones de productos para construcción en Florida y confirma la confiabilidad de las abrazaderas S-5! en regiones de alto viento en toda Latinoamérica y el Caribe, incluyendo Puerto Rico, Jamaica, República Dominicana, Islas Vírgenes y algunas zonas de México, donde se presentan condiciones climáticas extremas similares.

El proceso regulatorio en Florida es reconocido por sus estrictos estándares, particularmente debido a la alta exposición de la región a vientos intensos y condiciones climáticas severas. Obtener la aprobación estatal demuestra a constructores, arquitectos, autoridades de edificación e inspectores que los productos de un fabricante han superado los exigentes requisitos de pruebas y cumplen con los estándares establecidos en el Código de Construcción de Florida.

Con este logro, S-5! se convierte en el primer fabricante de sistemas de montaje para techos metálicos en obtener la certificación FPA para HVHZ, ahora extendida al PVKIT y a la abrazadera S-5-MX. La compañía ha realizado más de 5,000 pruebas individuales de carga en una amplia gama de tipos de materiales, espesores de calibre y fabricantes de techos.

“FPA tiene diferentes niveles de aprobación, y HVHZ es el más exigente de todos. Estamos orgullosos de este logro pionero, que valida la resistencia de sujeción y la ingeniería de calidad de nuestros productos probados y certificados”, comentó Rob Haddock, CEO y fundador de S-5!.

Haddock enfatizó el papel fundamental de la producción, las pruebas y la certificación de productos para garantizar la seguridad pública. “Muchas aplicaciones carecen de la ingeniería adecuada para cargas de diseño específicas, lo que representa riesgos para la seguridad pública y posibles responsabilidades para propietarios, contratistas y diseñadores”, continuó.

“Mi esperanza es que esta certificación establezca un punto de referencia sobre la importancia de contar con fijaciones con pruebas y certificaciones, y motive a otros fabricantes a cumplir con estos estándares”, agregó.

Acerca de S-5!

Fundada por un experto en techos metálicos, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación para techos metálicos desde 1992. Sus abrazaderas sin perforación y soportes permiten fijar elementos auxiliares en techos metálicos engargolados o de fijación expuesta, sin comprometer la integridad ni la garantía del techo.

Fabricadas en EE. UU., las soluciones de S-5! están diseñadas para una amplia gama de aplicaciones sobre techos metálicos y ya se han instalado en más de 2.5 millones de techos metálicos, incluyendo 9GW de energía solar a nivel global, ofreciendo resistencia y durabilidad sin precedentes.

Más información en: es.s-5.com

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Singsun, uno de los mayores fabricantes de China y líder mundial en trackers y estructuras fijas para parques solares, anuncia su ingreso al mercado latinoamericano a través de una alianza con LH Global y LH Energy, en un movimiento clave para el mercado solar regional. 

La compañía comenzará su actividad en Argentina con un proyecto de 25 MW en la provincia de Misiones y la instalación de una oficina comercial que fortalecerá su presencia operativa en la región.

“Argentina es un mercado estratégico para la expansión de las energías renovables en Sudamérica. Con su alto potencial solar en las regiones del NOA, NEA y Centro, el país ofrece un terreno fértil para proyectos de gran escala”, señaló Guido Cantó, director ejecutivo de LH Global. 

Fundada en China, Singsun se posiciona como el mayor fabricante de estructuras solares del mundo, con más de 170 GWp instalados en proyectos de gran escala y una plantilla superior a los 3000 empleados. 

Su capacidad industrial se apoya en ocho fábricas y una red internacional con oficinas en Madrid, Australia, Arabia Saudita y, a partir de ahora, América Latina. La tecnología de la compañía se diferencia en el mercado por ofrecer la mayor resistencia al viento, soportando ráfagas de hasta 65 m/s, lo que garantiza mayor confiabilidad en entornos desafiantes.

“La llegada de Singsun aportará soluciones competitivas y confiables que acelerarán esta transición”, aseguró Guido Cantó, reafirmando que LH Global actuará como canal para la expansión comercial en el continente. 

El grupo, con más de 15 años de trayectoria, se especializa en soluciones de supply chain internacional, integrando transformadores, salas de celdas y equipamiento estratégico para grandes proyectos. En el caso argentino, LH Energy será responsable de la coordinación local, aportando conocimiento técnico del mercado y presencia operativa en el territorio.

“Ofrecemos soluciones de gran escala, seguras y eficientes, que faciliten el desarrollo de nuevos proyectos y el fortalecimiento de la matriz energética regional”, remarcó el director ejecutivo de LH Global, destacando que el desembarco conjunto busca integrar una oferta robusta, adaptable a los requerimientos locales y con estándares de clase mundial.

Participación en los principales eventos del sector

La presencia de Singsun en América Latina fue anticipada en Intersolar South America, celebrada en São Paulo, uno de los eventos más importantes del sector solar en el continente. Allí, los representantes de la compañía consolidaron vínculos con desarrolladores y proveedores clave de la región, marcando su primera interacción formal con el ecosistema solar latinoamericano.

Asimismo, las autoridades de Singsun y LH Energy coincidieron en el desayuno organizado por Future of Energy Summit (FES) en Buenos Aires. En ese espacio de networking compartieron mesa con los principales referentes del sector energético argentino y regional.

“La alianza entre Singsun y LH Global refuerza nuestro compromiso con la transición energética en América Latina”, concluyó Cantó. La expectativa está ahora en la ejecución de los primeros proyectos y la proyección de nuevas iniciativas que consoliden su presencia en el continente.

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Colombia avanza hacia la consolidación de un modelo energético más descentralizado y participativo. A la par del lanzamiento de la primera convocatoria nacional para financiar comunidades energéticas innovadoras —con una inversión de $11000 millones—, expertos en regulación y actores del sector analizaron los retos normativos y las oportunidades de asociación público-comunitaria que se abren en el país.

Durante un reciente foro organizado por el gobierno nacional, especialistas en derecho energético y representantes de proyectos piloto resaltaron que la Ley 2294 de 2023 (Plan Nacional de Desarrollo) y el Decreto 2236 de 2023 habilitaron por primera vez a las comunidades energéticas como actores formales en el sistema.

Estas figuras no solo pueden generar y usar energía limpia, sino también gestionar proyectos bajo esquemas de Asociaciones Público-Privadas (APP), lo que representa una innovación clave para las zonas rurales y no interconectadas.

“Las comunidades no tienen que limitarse a ser beneficiarias: ahora pueden ser socias en APPs, lo que les garantiza apropiación tecnológica y sostenibilidad en el largo plazo”, explicó uno de los ponentes.

Un punto central es que los activos construidos en este tipo de proyectos no están sujetos a reversión al Estado, lo que permite que la infraestructura quede en manos de las comunidades.

La convocatoria lanzada por MinCiencias, MinEnergía y Ecopetrol busca seleccionar cuatro proyectos piloto, dos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y dos en Zonas No Interconectadas (ZNI), con resultados previstos para marzo de 2026. Estas iniciativas deberán enfocarse en mejorar el acceso a la energía, reducir costos y fomentar la equidad territorial.

Los panelistas subrayaron la importancia de mirar modelos internacionales como el de Chile, con sus estrategias energéticas locales apoyadas por gobiernos municipales, o los de Alemania y España, donde las cooperativas energéticas y los esquemas de servicios energéticos (ESCO) han permitido que los ciudadanos sean dueños de parte de la infraestructura.

“Si bien Colombia apenas está construyendo su camino, ya tenemos las bases normativas para replicar estas experiencias y adaptarlas a nuestra realidad regional”, se destacó durante el evento.

El reto de las renovables para el desarrollo local

A pesar del avance regulatorio y del entusiasmo oficial, el sector empresarial solar pide mayor apertura en estos procesos. Miguel Hernández, director de ACOSOL, advirtió que históricamente estas convocatorias tienden a favorecer a los grandes jugadores.

“Las pymes del sector no logran participar porque las licitaciones quedan siempre en manos de los mismos. Cuando los proyectos son de $50000 o $60000 millones, ninguna empresa emergente puede competir”, señaló en diálogo con Energía Estratégica.

Incluso, anteriormente, ACOSOL logró que el Ministerio dividiera la licitación en lotes más pequeños, lo que permitió que varias empresas nacionales ingresaran a competir. “Eso fue un avance, pero necesitamos que esa lógica se mantenga en las nuevas convocatorias para garantizar inclusión y desarrollo empresarial local”, agregó.

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Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile, evento que además marcará el cierre de la gira 2025 del foro regional más relevante del sector. La cita será los días 26 y 27 de noviembre y reunirá a las empresas más importantes del ecosistema energético, así como a funcionarios de alto nivel, representantes de asociaciones clave y referentes institucionales del país.

En esta nueva edición, destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile. Desde su llegada al Ministerio ha trabajado activamente en reformas regulatorias clave y en el despliegue normativo que busca acelerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento al sistema eléctrico.

También estará presente Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), quien hoy lidera hoy uno de los gremios más influyentes del país, representando a más de 150 empresas del panorama renovable, y quien recientemente puso el foco en los desafíos y oportunidades para la electrificación en Chile. 

Desde el ámbito de la comunicación estratégica participará Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Pólux Comunicaciones, periodista con amplia trayectoria en comunicación corporativa, stakeholder engagement y estrategia reputacional para empresas del sector. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

FES Chile también contará con la visión legal de Daniela González, socia directora de Domo Legal, abogada especializada en energía y medio ambiente. Es reconocida por su participación activa en procesos regulatorios y permisos ambientales para proyectos de energías renovables, almacenamiento y transmisión. 

Desde el mundo técnico-institucional, se suma Katherine Hoelck, presidenta del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) Chile, ingeniera eléctrica con más de 15 años de experiencia en planificación, regulación y operación en proyectos de generación, transmisión y distribución

Por parte del sector privado internacional dirá presente Marta Alonso Pelegrin, gerente general Sudamérica de GES (Global Energy Services), empresa que ha consolidado su presencia en Sudamérica y que recientemente se adjudicó la construcción del mayor complejo híbrido renovable de Latinoamérica de casi 700 MW. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

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Además, uno de los focos del evento estará puesto en el análisis político y regulatorio de largo plazo. Por ello, FES Chile contará con la participación de tres ex ministros de Energía:

• Claudio Huepe, economista y actual académico de la Universidad Diego Portales, tuvo un rol central en la promoción de normativas para energías limpias durante su paso por el gobierno (ocupo la titularidad de la cartera energética entre marzo y septiembre del 2022)
• Juan Carlos Jobet, actual decano de la Escuela de Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez, fue ministro de Energía entre 2019 y 2022, e impulsó durante su gestión la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
• Andrés Rebolledo, actual secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), tiene vasta experiencia en relaciones internacionales y lideración de procesos de integración energética regional y la diversificación de la matriz energética chilena tras ocupar el cargo de ministro de Energía entre 2016 y 2018. 

#NosVemosenFES: ¿Cómo fue el día que Rebolledo se enteró que sería ministro de Energía de Chile?

Con más de 400 participantes esperados, el encuentro se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables, combinando espacios de debate de alto nivel con instancias de networking donde ejecutivos, asociaciones y funcionarios avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.

Un mercado en transformación: desafíos estratégicos en la antesala de FES Chile

Chile mantiene su posición de liderazgo en América Latina, con un sistema eléctrico donde cerca del 70% de los 36 GW de capacidad instalada proviene de fuentes renovables. No obstante, el país enfrenta desafíos decisivos para consolidar su matriz limpia y resiliente.

Entre los temas que concentran la atención del sector se encuentra el auge de sistemas de almacenamiento energético: actualmente, existen más de 14 GW en proyectos BESS en calificación. 

A esto se suman los avances en permisos sectoriales, la licitación de suministro 2025/01 por 1680 GWh, cuya adjudicación está prevista para octubre, y la convocatoria excepcional para el suministro de clientes regulados en 2026, ya en marcha.

El contexto político también será determinante, con elecciones presidenciales previstas para noviembre, un factor que coincide con la realización de FES Chile. Mientras que a nivel legislativo, se mantienen abiertos debates clave sobre la expansión de subsidios eléctricos, nuevas metas de ERNC, la hoja de ruta de descarbonización hacia 2035 y el marco normativo para el despliegue del hidrógeno verde. Todo esto acompañado por la tramitación de reglamentos que incidirán directamente en la operación del sistema eléctrico nacional.

En ese marco, la cuarta edición de FES Chile se perfila como una instancia clave para abordar estos desafíos con una mirada técnica, multisectorial y orientada a la acción.

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

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Panamá lanza una licitación clave para el sector eléctrico, la primera a largo plazo en más de diez años y exclusiva para fuentes renovables. El proceso busca adjudicar contratos de suministro por 20 años a partir de enero de 2029, orientado a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con posibilidad de incorporar almacenamiento con baterías.

Federico Fernández Dupouy, managing director de OTEPI y profesor en el IESA, sostuvo que el diseño de esta licitación podría generar precios altamente competitivos. “Probablemente termine siendo más bajo, ojalá que sea algo por energía en seis o siete centavos por kilovatio hora”, manifestó, en referencia a las expectativas actuales del mercado.

La licitación representa una apuesta a futuro, con proyectos que aún no han sido construidos. “Es para empezar dentro de muchos años y es de hidroeléctricas y eólicas que van a construirse, o sea que es una apuesta a qué pasa cuando esto tenga que arrancar por allá por el año 2029”, explicó Fernández Dupouy. A su juicio, ese horizonte temporal puede alentar precios bajos, pero también introduce incertidumbres sobre la demanda y las condiciones del sistema eléctrico.

La referencia más cercana es la licitación de 2023, en la que se presentaron decenas de ofertas para distintas tecnologías. En aquel proceso, los precios se movieron entre 6 y 14 centavos por kWh.

Uno de los factores más celebrados de la licitación actual es la duración del contrato. “Los contratos a 20 años son el sueño de cualquier desarrollador para pegarse a la red”, afirmó el managing director de OTEPI y profesor en el IESA, quien comparó estas condiciones con mercados internacionales donde ya se observan plazos más cortos, incluso de 10 o 15 años.

Según el ejecutivo, esta podría ser la última oportunidad con condiciones tan atractivas: “Ya empezaron a pasar el mensaje de que 20 años es ahorita pero quizás más nunca”.

La estructura financiera parece bien encaminada. “Yo sí creo que hay mucho apetito de bancos locales”, indicó. Además, destacó el interés de fondos internacionales, bancos de segundo piso y capital privado: “Hay capitales internacionales muy pendientes y… también hay gente privada con ganas de hacerlo”. En su visión, esta combinación de actores podría garantizar un financiamiento sólido y diverso para los proyectos ganadores.

Desde el punto de vista técnico, Fernández Dupouy advirtió que la licitación debe evitar replicar errores del pasado. Entre sus recomendaciones estuvo permitir bloques horarios que favorezcan la participación de tecnologías variables como la solar y la eólica. “Bloques horarios facilitarían la competencia de las renovables variables”, subrayó, remarcando la necesidad de no exigir firmeza de potencia en horarios donde esas fuentes no pueden operar.

Sobre el uso de precios máximos, sugirió precaución. “Poner un precio máximo es interesante solo como referencia, pero el precio virtual que usamos la otra vez fue demasiado bajo”, criticó. Para él, la clave estará en asegurar normas claras, múltiples competidores y condiciones técnicas bien definidas: “Empezamos bien con este esquema de que cada año ya por lo menos en los próximos tres o cuatro años se propone algo”.

Según el cronograma oficial, esta será la primera de cinco licitaciones que, entre 2025 y 2027, sumarán más de 1.420 MWEq y 1.335 MW en potencia. A futuro, se incluirán también reconversiones térmicas, centrales solares nuevas y proyectos abiertos a todas las tecnologías. La licitación de octubre de 2025, sin embargo, será la única con contratos de 20 años y enfocada exclusivamente en nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

Con este esquema, Panamá busca atraer inversiones y avanzar en la descarbonización del sistema. “Yo sí tengo confianza en que la suma de los de afuera y los de adentro dará decenas de ofertas en cada una de las licitaciones programadas”, concluyó Fernández Dupouy.

La entrada Panamá proyecta adjudicar renovables a menos de 7 centavos por kWh se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación de 1500 MW con almacenamiento convocada por el gobierno de Honduras podría representar un hito para el sector eléctrico. Sin embargo, desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) advirtieron que algunas condiciones contractuales y regulatorias ponen en riesgo la bancabilidad de los proyectos y podrían traducirse en precios más altos para los consumidores.

Uno de los aspectos más cuestionados por el sector privado es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de apenas 15 años. “Con un esquema BOT de apenas 15 años, el kWh tiende a encarecerse porque la inversión debe recuperarse en un horizonte muy corto. Eso concentra la amortización y aumenta el costo financiero”, manifestó el presidente de AHER, Eduardo Bennaton.

El ejecutivo remarcó que ni la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ni la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han publicado estimaciones oficiales sobre precios. Pero aclaró que, si se adoptaran plazos más largos y coherentes con la vida útil de las tecnologías renovables, “los precios podrían ser más bajos y sostenibles en el tiempo”.

La viabilidad financiera de los proyectos dependerá en gran medida de ajustes en tres áreas clave. En primer lugar, plazos contractuales y asignación de riesgos coherentes con activos de larga duración.

En segundo lugar, la seguridad de que la infraestructura de transmisión estará lista y disponible para la interconexión.

Finalmente, la existencia de reglas claras y simétricas en los mecanismos de indexación. “Si estos elementos se corrigen, existe espacio para financiamiento privado y también multilateral, de organismos como BCIE, BID o IFC. Si no se corrigen, el costo financiero sube y se traduce en un kWh más caro”, advirtió Bennaton.

A pesar de los desafíos, desde AHER reconocieron ciertas mejoras con respecto a procesos anteriores. Una de ellas es la implementación de la subasta inversa, que incrementa la competencia entre oferentes. Otra es el reconocimiento del almacenamiento como herramienta para aportar firmeza a las fuentes renovables variables. Sin embargo, el dirigente señaló que las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.

“El plazo BOT de 15 años sigue siendo inadecuado para proyectos de vida útil de 30 a 60 años, lo que eleva el costo nivelado de la energía”, sostuvo.

También alertó sobre la persistencia de riesgos estructurales, como la falta de garantías en la transmisión y una asimetría regulatoria que continúa favoreciendo a las térmicas. Aseguró que estas son “correcciones puntuales y técnicas, no ideológicas, y al ajustarlas se reduciría el costo al consumidor”.

Desde la Asociación propusieron cuatro ajustes regulatorios concretos que consideran indispensables para atraer inversión a gran escala en energías renovables: contratos con plazos superiores a 20 o 25 años, alineados con la vida útil de las tecnologías; un plan de transmisión con hitos claros y responsables definidos; reglas de indexación equilibradas entre todas las tecnologías; y estabilidad regulatoria con estricto cumplimiento de cronogramas. “Estos cambios reducen el riesgo, mejoran el acceso a financiamiento y hacen posible bajar el precio final de la energía”, señaló Bennaton.

En términos técnicos, el desafío de integrar grandes volúmenes de energías renovables con sistemas de almacenamiento no radica solo en la generación. El verdadero reto está en garantizar potencia firme y una red adecuada para la operación confiable del sistema. “Es necesario dimensionar el almacenamiento de acuerdo a las horas críticas del sistema, establecer reglas claras para servicios complementarios como reservas y rampas, y ejecutar a tiempo las obras de transmisión en los nodos clave”, planteó el presidente de AHER.

Para Bennaton, si estas tres piezas se alinean correctamente, “la integración de renovables con almacenamiento es viable técnica y económicamente para el país”.

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Llega una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit (FES), que busca abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica.

Este miércoles 10 de septiembre, a las 11 hs Perú) / 13 hs Argentina, el protagonista será Brendan Oviedo, abogado líder en materia de energías renovables y ex-presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). 

Con una trayectoria destacada en el desarrollo regulatorio y en la estructuración legal de proyectos en América Latina, Oviedo compartirá su visión sobre los factores críticos que podrían destrabar las inversiones en el sector renovable, especialmente en mercados como el peruano, donde la potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW).

La participación de Brendan Oviedo se centrará en analizar los desafíos estructurales que enfrenta la transición energética en Perú y en América Latina, con foco en tres ejes clave: la política energética, la regulación pendiente y las condiciones para financiar y desarrollar proyectos renovables. 

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A partir de su experiencia como referente técnico y legal, abordará cuáles son las señales que el mercado espera para avanzar con inversiones de largo plazo, y qué medidas podrían catalizar un mayor dinamismo en el despliegue de tecnologías limpias.

El streaming también propondrá un recorrido por la trayectoria de Oviedo como impulsor de políticas públicas orientadas al crecimiento del sector, tanto desde el ámbito privado como desde su rol institucional en la SPR. 

Su mirada, reconocida por su precisión jurídica y enfoque regional, permitirá comprender cómo se posiciona Perú frente a la aceleración global de las renovables, considerando el momento clave que atraviesa el país tras la reciente aprobación de la Ley 32249 (a la espera de la reglamentación correspondiente), que habilita contratos privados sin respaldo de potencia y permite nuevas licitaciones y esquemas competitivos de almacenamiento de energía, con contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones

Además, Perú ha asumido compromisos internacionales para reducir emisiones y aumentar la participación de renovables en su matriz, lo que requerirá una coordinación efectiva entre entidades públicas y privadas. A la par, más del 6% de la población peruana aún no tiene acceso a electricidad, lo que pone presión sobre la gestión para acelerar proyectos de electrificación rural, especialmente en regiones amazónicas.

Por lo que FES, a través de este ciclo de streaming ofrece un espacio estratégico para analizar los próximos pasos de las ERNC y sistemas BESS, en este caso con foco en la transición energética de Perú junto a Brendan Oviedo. 

La transmisión se realizará en vivo por el canal de YouTube de Future Energy Summit. Durante el evento, los asistentes podrán participar activamente mediante el chat, dejando preguntas y comentarios que se integrarán a la conversación. 

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El mercado solar colombiano atraviesa un momento particular. María Alejandra Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, lo define como “extraño” debido a sus múltiples facetas, pero destaca que mantiene una senda de crecimiento. La compañía ya registra 45 MW en ventas y proyecta cerrar el 2025 con entre 400 y 500 MW.

En diálogo con Energía Estratégica, la ejecutiva explica que el impulso proviene del segmento de generación distribuida, donde esperan un crecimiento de entre 30% y 40% este año, apalancado principalmente por granjas de 1 MW, autoconsumo y techos solares.

Aunque los proyectos utility-scale han perdido dinamismo, el país ya suma 3 GW de capacidad renovable conectada, con fuerte presencia solar. Empresas locales como ERCO y EPM mantienen inversiones en megaproyectos, lo que sugiere un desarrollo más pausado pero constante hacia 2030.

La estrategia de JA Solar en Colombia combina soluciones de alta potencia para grandes proyectos con módulos más pequeños para autoconsumo. Para los proyectos utility scale, la empresa ofrece módulos de 710-720W con tecnología TopCOM, mientras que para autoconsumo y generación distribuida presenta módulos de 620-625W, también con tecnología TopCOM.

La compañía busca diferenciarse a través de un sólido servicio técnico y acompañamiento comercial. “Nuestra inversión en preventa y postventa es clave, porque queremos construir confianza y solidez a largo plazo para nuestros clientes”, resalta Urrea.

La apuesta de la compañía va más allá del portafolio actual con el desarrollo de nuevas celdas fotovoltaicas: “Estamos probando la tecnología de perosquita, que busca mejorar la eficiencia hasta un 34,5%, frente al 26,3% de la TopCOM. La producción masiva está prevista para 2027 o 2028”.

Estas pruebas se realizan en diversas condiciones ambientales para asegurar su aplicabilidad global, incluyendo a Colombia, donde la compañía visualiza un futuro promisorio para esta tecnología.

Mirada regional

La ejecutiva también observa la dinámica en otros países de la región. “Perú ha cerrado casi 500 MW en proyectos solares, lo que indica un verdadero boom. Chile también ha visto grandes acuerdos y se ha convertido en un mercado interesante, a pesar de su decrecimiento reciente”, señala Urrea.

Asimismo, identifica a Guatemala como un mercado clave, con fuerte crecimiento en generación distribuida y utility-scale. En contraste, menciona que “República Dominicana está en pausa, porque el gobierno no ha liberado los PPA”.

Con esta visión, JA Solar refuerza su estrategia en Colombia y América Latina, apostando a soluciones tecnológicas avanzadas y a un acompañamiento cercano para consolidar su presencia en el sector solar.

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En línea con su compromiso de sostenibilidad y gestión ambiental, PCR anunció la publicación de las primeras Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) verificadas internacionalmente para dos de sus parques eólicos: Mataco San Jorge (Provincia de Buenos Aires) y Parque Eólico del Bicentenario (Santa Cruz). Con este hito, la compañía se convierte en la primera del sector renovables argentino en obtener EPDs de energía eólica, consolidándose como referente nacional en transparencia ambiental.

Las EPDs, elaboradas por la empresa Genergy, verificadas por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y publicadas en el International EPD System, son documentos técnicos auditados que registran de forma clara y comparable el impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida, siguiendo la normativa internacional ISO 14.025. En este caso, el estudio permitió medir el impacto ambiental asociado a la generación de un megavatio-hora (MWh) de energía en cada parque durante sus 20 años de vida útil.

Este avance no solo refuerza el compromiso de PCR con la sostenibilidad, sino que también ofrece beneficios concretos a sus clientes industriales, quienes podrán:

• Conocer con precisión la huella ambiental del consumo eléctrico utilizado en sus procesos productivos.
• Cumplir con requisitos internacionales como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la Unión Europea.
• Reducir aranceles en mercados de destino al demostrar un menor impacto ambiental en sus productos.

“Este hito nos permite posicionarnos favorablemente dando una solución a nuestros clientes para poder certificar ambientalmente sus procesos industriales al contar con un abastecimiento energético limpio a través de PCR que está medido y validado internacionalmente y así avanzar con sus propios compromisos de descarbonización”, señaló Lucas Mendez Tronge, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de PCR.

Por su parte, Joaquín Suarez Irigoyen, representante de Genergy, destacó: “Medimos el impacto ambiental asociado a la generación de energía a lo largo de toda la vida útil de cada parque. Este atributo diferencial permitiría a los clientes de PCR reducir costos al cumplir con exigencias de exportación y mejorar la competitividad de sus productos en mercados internacionales”.

El sistema desarrollado por Genergy permite gestionar en tiempo real el desempeño ambiental de una línea de producción, incluyendo las emisiones de gases de efecto invernadero y registrar la información en blockchain para brindar trazabilidad sobre el consumo de energía renovable en procesos productivos, identificando incluso los lotes con mayor porcentaje de energía limpia en su matriz.

Con esta iniciativa, PCR reafirma su liderazgo en energías renovables, se posiciona como una solución ambiental para sus clientes industriales y da un paso concreto hacia un modelo energético más sostenible, competitivo y alineado con las tendencias globales en criterios ESG y los compromisos de NetZero a nivel país de cada actividad industrial.

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Hace dos semanas el Gobierno Federal de México, a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), confirmó la construcción de dos plantas termosolares con almacenamiento en Baja California Sur que sumarán 100 megawatts (MW) de capacidad instalada. La decisión fue celebrada por Jaqueline Valenzuela, directora ejecutiva del Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (CERCA) del estado, quien subrayó que “es muy importante que se empiece a hablar de proyectos de energía renovable y no solo de proyectos de combustibles fósiles”.

Valenzuela destacó que hasta ahora las iniciativas anunciadas para el estado habían estado ligadas al gas y al diésel, pero que el viraje de la administración de Claudia Sheinbaum hacia energías limpias constituye una “señal clara de transición”.

La especialista explicó que el anuncio es significativo porque Baja California Sur funciona como una isla energética: sus sistemas no están conectados entre sí ni con el Sistema Eléctrico Nacional. “Eso nos pone en una situación de vulnerabilidad energética”, señaló, y recordó que la infraestructura actual data de 1979. “Es urgente sustituir estas unidades que a la fecha operan prácticamente después de 50 años”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

Por ello, consideró que el estado podía convertirse en modelo nacional: “Este anuncio es positivo para que Baja California Sur sea un laboratorio de energías renovables, de tecnologías innovadoras que posteriormente puedan trasladarse al Sistema Interconectado Nacional de México”, afirmó.

Desde el estado señalan que la ubicación de las nuevas centrales debería responder a criterios técnicos. En ese sentido, Valenzuela consideró que “si estaríamos hablando en términos de probar la tecnología, el lugar idóneo sería el sistema Mulegé, porque el impacto para la poca población de ese municipio sería manejable”. Posteriormente, la segunda central podría integrarse al sistema de Baja California Sur, que es más grande pero sigue siendo marginal respecto al consumo nacional.

Actualmente, solo el 11% de la matriz eléctrica de Baja California Sur proviene de renovables, principalmente de proyectos privados que suman unos 350 MW. No obstante, Valenzuela afirmó que se podría triplicar la capacidad instalada actual y llegar a los 1.200 megawatts que necesita el sistema del estado.

Entre los principales retos para consolidar la transición, Valenzuela destacó el almacenamiento y la sustitución de las centrales fósiles obsoletas. Explicó que hasta ahora México había avanzado con proyectos renovables intermitentes, pero sin resolver cómo respaldarlos en horas sin sol o viento. “Con esta tecnología en particular estábamos explorando algo que no se había hecho en México, que son los sistemas de almacenamiento necesarios para que la tecnología renovable crezca a la par de los combustibles fósiles”, puntualizó. La ejecutiva subrayó que la termosolar con sales fundidas permitirá garantizar energía firme por 8 horas continuas, lo que representa un cambio estructural frente a la dependencia del gas y el diésel. El subsecretario de Planeación de la Secretaría de Energía, Jorge Islas Samperio, remarcó que la elección de esta tecnología se debió justamente a su capacidad firme, un factor diferencial frente a otras renovables intermitentes.

Valenzuela también resaltó la necesidad de marcos regulatorios claros. Desde CERCA trabajan junto al Congreso estatal en una Ley de Fomento a las Energías Renovables, que busca armonizar tres esquemas regulatorios distintos vigentes en México desde 2013. “Creemos que Baja California Sur también puede tener este liderazgo en tener una primera ley que haga una armonización de los tres diferentes esquemas de regulación que operan al día de hoy”, señaló.

Por otro lado, Valenzuela analizó la reciente ampliación del esquema regulatorio de generación distribuida, que elevó el límite de 0,5 MW a 0,7 MW, y reclamó que este cambio no quedara restringido a proyectos comerciales. “Lo que estamos pidiendo es que, a partir de la ampliación del límite, se dé prioridad a los consumos domésticos y sociales. Y así estaríamos hablando por primera vez en México de democratización de la energía”, sostuvo.

Finalmente, insistió en que la sustitución de unidades fósiles es un reclamo ciudadano: “Tenemos unidades que funcionan en las peores condiciones ambientales y que ya es una demanda ciudadana la sustitución de estas unidades”.

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 Desde 2023, Celsia, en su rol de gestor de activos, está consolidando un fondo de inversión en Perú con un capital de USD 300 millones, de los cuales aportará el 20 % del equity. De este fondo nace la compañía CELARIS ENERGY que ha entrado al mercado peruano con una propuesta diferencial para la generación y comercialización de energía 100% renovable no convencional, con tecnologías limpias —eólica y solar— especialmente diseñadas para atender el mercado de clientes industriales que buscan servicios energéticos eficientes, sostenibles y competitivos.

De acuerdo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, “llegar al Perú con CELARIS ENERGY es una oportunidad para la compañía de ampliar su huella geográfica de manera estratégica. Hemos encontrado que Perú es un país con condiciones favorables para la inversión, estabilidad macroeconómica, recursos naturales atractivos para el desarrollo de proyectos de energía renovables, remuneración en dólares y posibilidades adicionales de crecimiento para desplegar a futuro nuestro portafolio de negocios”.

Por su parte, la CEO de CELARIS ENERGY, María del Pilar Matto, destacó que la propuesta de valor de la empresa se basa en ofrecer un servicio ágil e innovador, adaptado a las necesidades de cada cliente. “Asumimos con determinación el compromiso de impulsar la transición energética del Perú con energía 100% renovable no convencional. Cada paso que damos está guiado por un propósito mayor: mejorar la calidad de vida de las personas, impulsar el desarrollo social y económico de las zonas en donde estamos presentes, y así, construir un futuro más inclusivo y sostenible”, afirmó.

Grandes inversiones para el Perú

El ingreso de CELARIS ENERGY al Perú marca un hito en el impulso de las energías renovables en el país. El fondo propietario de la compañía proyecta una inversión de USD 1200 millones para la implementación de siete centrales de generación eléctrica con tecnología eólica y solar, distribuidas estratégicamente en diversas regiones del territorio nacional. Esta iniciativa permitirá alcanzar una capacidad instalada de 1,2 GW al año 2028.

Asimismo, ya se encuentra en pleno proceso de construcción el parque eólico Caravelí, ubicado en el distrito de Lomas, región Arequipa, el cual entrará en operación durante 2026. Con una potencia instalada de 218 MW, este proyecto permitirá generar más de 600 GWh de energía limpia al año.

Actualmente, las operaciones de la compañía cuentan con el respaldo de la Central Hidroeléctrica Manta, ubicada en el corazón del departamento de Áncash. Con una potencia de 20 MW, esta planta representa una fuente confiable, eficiente y 100% renovable, que se suma a los demás activos para fortalecer una matriz energética más sostenible para el Perú. 

Solidez y respaldo

CELARIS ENERGY nace con el respaldo de Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reconocida por su trayectoria sólida en América Latina y su liderazgo en sostenibilidad, innovación y eficiencia operativa. Con operaciones consolidadas en Colombia, Panamá, Costa Rica, Honduras y Perú, Celsia cuenta con más 2.000 MW de capacidad instalada, de los cuales 18 % provienen de fuentes renovables no convencionales, alrededor de 47.000 km de redes de distribución y una base de más de 1,3 millones de clientes.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cuáles fueron las claves para atraer inversión?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El freno estructural: un marco regulatorio desactualizado

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

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

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

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

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

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