Información de Mercado

Grenergy ha presentado su nuevo Plan Estratégico 2025–2027, que marca un punto de inflexión en su trayectoria al centrar su crecimiento en el modelo híbrido solar + almacenamiento y en el desarrollo de su nueva plataforma de baterías standalone, Greenbox. La compañía será una de las protagonistas de FES Iberia 2025, el principal foro de energía renovable hispanoamericano, donde David Ruiz, presidente ejecutivo de la compañía, compartirá su visión.

El plan contempla una inversión bruta de 3.500 millones de euros, un aumento significativo respecto al plan anterior (2.600 millones), con una clara prioridad por el almacenamiento energético: 2.100 millones de euros se destinarán a sistemas BESS, mientras que 1.200 millones se dirigirán al desarrollo fotovoltaico.

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

Objetivo 2027: 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías netas

La meta es  alcanzar los 2,8 GW en solar fotovoltaica y los 13,8 GWh en baterías, multiplicando por más de tres la capacidad de almacenamiento planteada en su plan anterior (4,1 GWh). En términos brutos, incluyendo activos rotados, los objetivos ascienden a 4,4 GW solares y 18,8 GWh en baterías.

Este viraje estratégico posiciona a Grenergy como una de las empresas más comprometidas con la solución al reto del respaldo flexible y la estabilidad de red en un contexto de creciente electrificación.

Uno de los proyectos claves de la estrategia de hibridación es el parque Escuderos en España que contará con 200 MW fotovoltaicos y 704MWh de almacenamiento. Además de una instalación StandAlone en Oviedo por 600 MWh, cuya construcción comenzará en 2026.

Greenbox: el pilar europeo del almacenamiento

Uno de los grandes anuncios del plan es la creación de Greenbox, la nueva plataforma europea de baterías standalone de Grenergy. Esta unidad ya cuenta con un pipeline de 35 GWh en seis países (España, Alemania, Italia, Reino Unido, Polonia y Rumanía).

El objetivo: alcanzar 2,8 GW solares y 13,8 GWh en baterías en operación y construcción para 2027.

Presencia destacada en FES Iberia 2025

Grenergy compartirá estos planes en el marco de FES Iberia 2025, el evento que reunirá el 24 de junio en Madrid a más de 400 líderes del sector energético de Europa y América Latina. La compañía participará en un debate sobre la fotovoltaica como aliada del almacenamiento, aportando su visión como uno de los actores que está marcando el ritmo del cambio.

En un momento de tensión sobre las infraestructuras eléctricas y máxima penetración renovable, Grenergy se presenta como un referente en soluciones BESS, flexibilidad del sistema y desarrollo intercontinental, con presencia consolidada en Chile, Perú, Colombia y México.

Cabe recordar que habrá un panel exclusivo dedicado a las sinergias de Europa con América Latina, donde se abordarán oportunidades de inversión, modelos de colaboración y desafíos regulatorios comunes..

🎟️ Las entradas para FES Iberia 2025 ya están disponibles en la web oficial del evento.

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Queda apenas más de una semana para un nuevo webinar exclusivo y gratuito. El próximo jueves 12 de junio, Energía Estratégica Latinoamérica (medio especializado de Strategic Energy Corp) organizará un espacio de diálogo de alto nivel denominado “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”.

El encuentro comenzará a las 9 h Colombia / 11 h Argentina y reunirá a compañías clave del sector que analizarán el presente, desarrollo y futuro de la energía solar y su papel para la transición energética regional.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
🔗 Formulario de inscripción

El evento será de acceso gratuito, con transmisión en vivo, y se presenta como una oportunidad para entender en tiempo real cómo evolucionan los marcos regulatorios, qué modelos de negocio se consolidan y las soluciones tecnológicas que marcan tendencia y el pulso del avance del mercado solar.

El primer bloque del webinar se denomina “Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”, donde se abordará la visión sobre los factores que están activando o frenando la expansión de la energía solar en mercados como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Dicho panel estará integrado por los siguientes líderes de la industria renovable: 

• Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar
• Jorge Ospina, service and product manager Colombia de Solis
• Ángela Castillo, business development director de Black and Veatch
• Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group

Los especialistas compartirán su mirada respecto a cómo evolucionan los marcos regulatorios, cuál es el impacto de las licitaciones y contratos privados (PPAs), qué segmentos muestran mayor dinamismo —como el utility scale o el C&I— y qué papel juega el acceso al financiamiento en un contexto macroeconómico desafiante.

Mientras que el segundo panel de debate de la jornada se titulará “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, que destacará el el avance de las nuevas tecnologías de módulos, la optimización estructural para maximizar performance y la incorporación de soluciones híbridas bajo la lupa de los siguientes referentes: 

• Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan
• Victor Soares, head of LATAM technical team de JA Solar
• Javier Losada, BDM USA & LATAM de Gonvarri Solar Steel
• Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología de 360Energy

También se debatirá sobre la digitalización del O&M, el uso de datos en tiempo real, la automatización de procesos para reducir costos operativos, la importancia de la eficiencia en los proyectos, retos, posibilidades y perspectivas en la integración con proyectos tanto utility scale como de generación distribuida.

El webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica” se presenta como una conversación clave para acceder a información actualizada, entender hacia dónde va el mercado solar en la región y establecer vínculos con actores relevantes de la industria energética durante un espacio de debate de alto nivel.

🗓️ 12 de junio – 8 h México | 9 h Colombia, Panamá | 10 h Chile | 11 h Argentina, Uruguay
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La transformación del mercado solar global avanza con velocidad inusitada. Con una capacidad de producción que ya supera ampliamente la demanda, el sector fotovoltaico enfrenta una nueva etapa marcada por precios cada vez más competitivos. En ese marco, Yingli Solar empieza a priorizar relaciones con clientes a largo plazo.

“Lo que traemos es tecnología, servicio y estabilidad”, manifiesta Luis Contreras, director general para Europa y Latinoamérica de Yingli Solar, durante una entrevista audiovisual en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (IEA), la capacidad global de fabricación de módulos solares alcanzó los 1.100 GW a finales de 2024, mientras que los envíos reales rondaron los 703 GW, según la ITRPV. Este excedente de aproximadamente 400 GW deja en evidencia un desbalance que obliga a los fabricantes a redefinir prioridades y mercados.

“Somos casi más del doble de capacidad de producción entre todos los fabricantes que la demanda global internacional”, indica Contreras. Esta sobreoferta, combinada con restricciones geopolíticas como la exclusión de productos chinos del mercado estadounidense, está provocando una atomización de la oferta hacia otros mercados.

El ejecutivo remarca que esta situación da lugar a una paradoja: si bien puede haber una presión a la baja en precios, también existe una escasez relativa en proyectos fuera de China, debido a la alta demanda doméstica del país asiático, que consume el 50% del mercado global. “China es la locomotora en solar por dos vías: por la demanda de producto y por la cadena de suministro”, señala.

Esto obliga a compañías como Yingli a elegir cuidadosamente con quién trabajar: “Empresas como la nuestra… apuestan por clientes estratégicos a los que acompañar en el largo plazo y a los que poder ofrecer las mejores tecnologías al mejor precio posible, con el mejor servicio y con la mayor estabilidad”.

En la actualidad, la compañía apuesta por tecnología de última generación basada en células n-type TOPCon, que ya domina la cuota global de mercado por sobre las tradicionales PERC p-type. Esta preferencia se alinea con las conclusiones de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), que identificó que las obleas monocristalinas n-type superaron por primera vez a las de p-type, gracias al rendimiento superior de la tecnología TOPCon.

“Se comporta muy bien a las altas temperaturas y también en situaciones de baja irradiación”, resalta Contreras, detallando que Yingli ofrece módulos de hasta 700 Wp para utility scale, así como formatos adaptados a proyectos comerciales y residenciales con potencias entre 450 y 590 Wp.

Pero el diferencial de la compañía no se limita a la innovación tecnológica. “Nosotros lo que buscamos son compañeros de viaje de largo recorrido… y para eso es imprescindible ofrecer servicio tanto en la fase de preventa como en la parte de construcción y postventa”, enfatiza el directivo.

La estrategia comercial de Yingli se basaría de ahora en más en la estabilidad financiera y el compromiso de soporte durante los 30 años que pueden durar sus garantías, lo cual se vuelve cada vez más crítico en un mercado que experimenta bruscas oscilaciones de precios y disponibilidad de insumos. “Tenemos que estar al lado del cliente durante todo el periodo que duran nuestras garantías”, insiste.

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Pese al marco legal renovado en el sector energético mexicano, las demoras de implementación concreta generan un vacío regulatorio y operativo. La iniciativa privada advierte una parálisis que impide nuevas interconexiones eléctricas y mantiene en suspenso proyectos listos para su operación.

Aldo Díaz Nuño, presidente nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), manifiesta que “la Comisión Nacional de Energía tiene funciones o valores que parece ser, van a ser interesantes en su función de organización y control de la energía”. Sin embargo, advierte que la transición desde la extinta CRE “no ha venido acompañada de la publicación de los manuales ni reglas de operación necesarias”.

Desde el sector fotovoltaico, el panorama inmediato es crítico: todos los contratos de media tensión están detenidos. El motivo, según Díaz Nuño, es que “todo contrato arriba de media tensión no puede ser liberado porque requiere una unidad de inspección y esas unidades dependían totalmente de la CRE, hoy inexistente”. La CNE, creada tras el Decreto del 18 de marzo de 2025 firmado por Claudia Sheinbaum, aún tiene pendiente avanzar con estas definiciones.

En diálogo exclusivo con Energía Estratégica, el referente de CPEF precisa que la situación no se limita al segmento de generación distribuida. “En el mercado de utility, sabemos que en los esquemas legados, cuya operación ya no está vigente bajo autoabasto, no hay cambios ni renovaciones en contratos y la CNE no ha tomado las funciones necesarias para liberar estos contratos”.

La reciente reforma, que dio origen a la nueva CNE como ente técnico y regulador del sector energético, fue introducida luego de una batería de leyes secundarias que reforman desde la Ley del Sector Eléctrico hasta la Ley de Planeación y Transición Energética. Esta transformación otorga al Ejecutivo, a través de la Secretaría de Energía, un rol rector para guiar los cambios, incluyendo la operatividad de la Comisión Nacional de Energía que estará dentro de su órgano de gobierno y en el cual tendrá una participación activa como parte de su Comité Técnico.

Los desafíos históricos también persisten. El presidente de CPEF recuerda que temas como el almacenamiento energético y la energía solar colectiva “quedaron truncos”, a pesar de haber sido impulsados antes del sexenio actual. Asimismo, la NOM de 2018 —que actualiza estándares técnicos— no ha sido autorizada, manteniendo vigente una regulación de 2012 que “está tronada”.

No obstante, Díaz Nuño reconoce avances: “Ahora tenemos todo un respaldo jurídico para sistemas aislados”, destacando que usuarios que antes podían implementar hasta 0.5 MW, ahora podrán llegar a 20 MW. “Ese pequeño cambio de una liberación a la red es fantástico. Lo vemos como algo muy positivo para nosotros”. Aun así, persiste un cuello de botella: las demoras en la burocracia federal.

En este escenario, CPEF impulsa una estrategia de autorregulación, apuntando a elevar los estándares del sector ante la pasividad institucional. “Cada vez vemos más instaladores en el país que llegan sin conocimiento y esto ha generado un incremento como nunca se había visto en instalaciones fallidas”.

Frente a esta situación, la organización ya trabaja en conjunto con la Secretaría de Educación Pública y 17 estados para establecer, por ejemplo, licencias de vendedor fotovoltaico y certificaciones en sistemas aislados, buscando asegurar criterios sostenibles. “Creemos en una autorregulación”, subraya Díaz Nuño.

El Consejo, que hoy reúne a más de 1.150 socios, proyecta asumir un papel clave en el rediseño normativo. “Nosotros podemos desarrollar lo que serán los estándares para el futuro de este país… Ahora requerimos nuevas herramientas, nuevos modelos no sólo comercial sino también ético”, afirma el directivo.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó la conexión e inyección a nuevos proyectos de generación de hasta 5 MW en el Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante circuitos de media tensión.

Se trata de 7 parques fotovoltaicos presentados por las entidades Apex Energy Guatemala, Gravitas Sun Harvest, Luz de la Huerta, Rancho María Solar Power, Solar Power La Gitana y Tikal Energy, este último con dos proyectos.

Las resoluciones fueron emitidas por la CNEE conforme a lo establecido en la Ley General de Electricidad (Decreto 93-96 del Congreso de la República), tras la revisión de los dictámenes técnico y jurídico elaborados por las gerencias de Planificación y Vigilancia de Mercados Eléctricos y Jurídica, respectivamente.

Los proyectos se amparan bajo el régimen de Generación Distribuida Renovable (GDR) y deberán cumplir con las condiciones establecidas en sus respectivas resoluciones, incluyendo aspectos técnicos, de inversión y de coordinación con las empresas distribuidoras correspondientes.

Uno de los proyectos autorizados es el Parque Solar Numa, impulsado por Rancho María Solar Power, que inyectará hasta 4.93 MW a la red de Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA). Esta planta tendrá una capacidad instalada total de 4,928 kW, compuesta por 9,120 paneles solares de 700 W cada uno.

Por su parte, el Proyecto Solar Fotovoltaico Planta de Producción Cuyotenango, promovido por Apex Energy Guatemala, inyectará hasta 1.2 MW a la red de Distribuidora de Electricidad de Occidente (DEOCSA). Esta central contará con una capacidad instalada de 1,400 kW, mediante 3,322 módulos de 600 Wp.

También se encuentra el proyecto La Gitana Solar, a cargo de Solar Power La Gitana, con una potencia de inyección de hasta 4.9 MW en la red de EEGSA. Este parque contará con 9,120 paneles de 700 Wp, sumando una capacidad total de 4,993 kW.

En el caso de Luz de la Huerta, promovido por la sociedad del mismo nombre, se autorizó una inyección de hasta 4.8 MW en la red de Distribuidora de Electricidad de Oriente (DEORSA). Esta planta operará con una capacidad instalada de 4,900 kW, conformada por 9,920 paneles de 630 Wp.

El proyecto Planta Fotovoltaica Gravitas 1, desarrollado por Gravitas Sun Harvest, recibió luz verde para inyectar hasta 5.0 MW también en la red de DEORSA. La planta contará con una potencia instalada de 5,000 kW mediante 10,368 paneles solares de 585 Wp.

Por parte de Tikal Energy, como se anticipó, se aprobaron dos proyectos. El primero es PSF Navarra, que inyectará hasta 4.6 MW en la red de DEOCSA y tendrá una capacidad total de 4,999 kW, conformada por 11,340 paneles de 550 Wp. El segundo, PSF Las Palmas, también inyectará hasta 5.0 MW en la misma red y tendrá una capacidad total idéntica de 4,999 kW con 11,368 paneles solares del mismo tipo.

La CNEE subrayó que las autorizaciones están sujetas a que cada empresa cumpla con los compromisos adquiridos, incluyendo la gestión de permisos, la implementación de inversiones necesarias y la coordinación técnica con las distribuidoras correspondientes.

Estas aprobaciones representan un nuevo avance en la estrategia de diversificación de la matriz energética guatemalteca y ratifican el dinamismo del segmento de generación distribuida renovable, que continúa ganando terreno como una opción competitiva y sostenible en el mercado eléctrico nacional.

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La empresa estatal Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) avanza con determinación en el desarrollo de un proyecto geotérmico en Cerro Blanco, ubicado en Antofagasta de la Sierra, un área estratégica del noroeste argentino. 

Se trata de una apuesta por diversificar la matriz energética con fuentes limpias y aprovechar los recursos del subsuelo para abastecer de energía a la actividad minera de la región.

“Sin energía no hay minería, no hay desarrollo”, sostuvo Natalia Dusso, quien se desempeñó como presidenta de CAMYEN hasta semanas atrás, al explicar el foco estratégico de la empresa sobre esta fuente renovable. 

El proyecto, que podría convertirse en el primer desarrollo geotérmico respaldado por el Consejo Federal de Inversiones (CFI) en Argentina, se encuentra en una etapa inicial clave. Para avanzar en su implementación, CAMYEN firmó un acuerdo con la consultora Proingeo, que también formalizó en marzo un convenio con el CFI para llevar adelante los estudios necesarios.

“Días atrás CAMYEN firmó la primera etapa para que le paguen a la consultora y continuar con todo el desarrollo. Estamos en estos momentos en la etapa incipiente de búsqueda y recopilación de datos y, con ello, viene el diagrama o la planta geofísica para saber a dónde van a avanzar con los 100 puntos en una prospección invasiva”, precisó Dusso. 

“En cinco meses debemos tener la información. El potencial geotérmico está, pero se necesita medir para saber detalladamente”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Según los estudios disponibles, el complejo geotérmico es un reservorio de alta entalpía, con temperaturas superiores a los 100 °C, lo que lo convierte en un sitio comercialmente apto para la generación eléctrica. Las primeras estimaciones indican una capacidad mínima de 14 MW con un 90% de confianza, y un potencial de más de 50 MW con un 50% de probabilidad, lo cual abre un escenario favorable para su futura explotación.

El costo estimado del estudio geotérmico sin esta colaboración superaba los 249.000 dólares, un monto que evidencia la importancia del respaldo financiero institucional para que el proyecto avance en tiempo y forma.

El estudio se compone de seis tareas principales que permitirán construir un modelo geotérmico conceptual sólido. La primera etapa implica la recopilación y análisis de estudios preexistentes en la zona. A esta le sigue la reinterpretación geoquímica y el fortalecimiento del modelo geológico. 

Luego se ejecuta un relevamiento estructural con detección de fracturas, sumado a una prospección magnetotelúrica que permitirá estudiar la conductividad eléctrica de las capas geológicas. El análisis e interpretación de los datos recabados constituirá la quinta tarea, para finalmente integrar todos los elementos en un modelo geotérmico conceptual que sirva como base para la toma de decisiones.

Una vez concluidos los estudios, CAMYEN proyecta avanzar en la búsqueda de un socio estratégico o un inversor internacional que permita llevar a cabo el desarrollo del campo geotérmico. La articulación público-privada será determinante para transformar los resultados técnicos en generación efectiva de energía eléctrica para el sistema.

Otros frentes de energías renovables

La apuesta por Cerro Blanco no es la única línea de acción de CAMYEN en materia de transición energética. La firma estatal también busca avanzar en otros vectores renovables. 

“Estamos trabajando con WindSol, una de las empresas adjudicadas en el MATER”, confirmó Dusso, en alusión al Mercado a Término de Energías Renovables. Aunque los proyectos se encuentran aún en fase de conversaciones, esta iniciativa refleja la voluntad institucional de diversificar su estrategia con tecnologías limpias complementarias a la geotermia.

Así, CAMYEN busca un mayor posicionamiento como actor clave en la convergencia entre minería y energías renovables, con una visión integral que apuesta por el desarrollo local, la independencia energética y la atracción de inversión para transformar los recursos naturales en oportunidades sostenibles.

La entrada CAMYEN avanza en un proyecto geotérmico con respaldo técnico y financiero se publicó primero en Energía Estratégica.

 Comenzaron a llegar al predio de Cementos Avellanada, ubicado en la localidad de Olavarría, los componentes de los aerogeneradores del Parque Eólico CASA, de acuerdo con la planificación y tiempos estipulados.  

El transporte de las partes requiere de camiones especializados que viajan con seguridad privada  delantera y trasera, a velocidad reducida. El ingreso al predio empezó recientemente, con  arribos nuevos todas las semanas y está previsto que concluya a fines de junio para luego iniciar  con la etapa de montajes. La logística de transporte no implica cortes de ruta o accesos, y se  realiza con todos los permisos correspondientes para circular, otorgados por Vialidad Nacional  y/o Vialidad Provincial.  

El parque es el primer proyecto in-situ que YPF Luz construye en las inmediaciones de un cliente,  marcando un nuevo hito en el desarrollo de energías renovables que se adaptan a la necesidad  de cada industria. De esta manera, tendrá dos funcionalidades: por un lado, 4 de los 9  aerogeneradores (con un total de 28 MW de capacidad instalada) estarán destinados al  autoabastecimiento de Cementos Avellaneda, mientras que la energía que generen los otros 5 (de 35 MW de capacidad instalada) se comercializarán por YPF Luz en el Mercado a Término de  Energías Renovables.  

Características de cada aerogenerador: 

• Componentes: 27 palas en total, de 79,7 metros de altura cada una, y tecnología Nordex Delta 4000.  
• Aerogeneradores: 9 en total, con una altura aproximada a 200 metros cada uno, similar  a la altura de tres Obeliscos.  
• Potencia máxima: 7 MW cada uno, superando así a la potencia de los aerogeneradores  del Parque Eólico General Levalle, también de YPF Luz. 
• Área de barrido de las hélices: 163 metros de diámetro.

Parque Eólico CASA 

• Generará 63 MW de potencia de fuente renovable. 
• Energía equivalente a más 72.000 hogares argentinos. 
• Superficie: 450 hectáreas.
• Factor de capacidad: 47.2%.
• Energía generada: 260.487 MWh/año.
• Inversión: más de USD 80 millones.
• Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra.

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El Gobierno de Argentina no proyecta actualizar la Ley N° 27191, la norma que establece que al 31 de diciembre de 2025 las energías renovables deben alcanzar una participación de, al menos, 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. 

El secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, sostuvo que los actores de diversas entidades de la industria energética no reclaman nuevos incentivos, sino certeza regulatoria, estabilidad normativa y macroeconómica. 

“La ley de energías renovables ha sido muy exitosa y ha permitido que las renovables representen cerca del objetivo previsto del 20%. Sin embargo, cuando hablamos con players del sector sobre cómo seguir, no nos piden incrementar el objetivo ni beneficios fiscales, sino que solicitan seguridad jurídica, estar seguros que no cambien las reglas bajo las cuales invirtieron”, expresó. 

Los datos oficiales muestran que en 2024 el promedio anual de abastecimiento de la demanda eléctrica con fuentes renovables fue del 16,5%, incluso por debajo del mínimo esperado para fines de 2023. 

Es decir que, a pesar de algunos picos superiores al 20% en los últimos meses del año, los objetivos aún no se han alcanzado. Aun así, el Ejecutivo considera que la mejor manera de atraer inversión no es con una nueva ley, sino cumpliendo la vigente.

“Desde el Gobierno creemos que debemos generar condiciones para que el sector privado pueda desarrollar las oportunidades y los recursos”, remarcó el funcionario durante un evento organizado por el gobierno de Chubut.

La estrategia oficial pasa por fortalecer la institucionalidad legal antes que modificarla, a fin de que la seguridad jurídica se gane en el tiempo cumpliendo las leyes. 

“Vemos con satisfacción la inflación en los niveles que está y que seguirá bajando, un tipo de cambio estable, riesgo país en mínimos que no veíamos hace años, la vuelta del crédito. Además, el sector energético privado es muy pujante y con las condiciones apropiadas, seguirá invirtiendo y creciendo”, confió el secretario, que remarcó la importancia de garantizar previsibilidad como condición para el desarrollo.

Un nuevo ciclo de inversiones: hidroeléctricas y transmisión

Más allá que González no ve claro la actualización de los objetivos de la ley N° 27191, el Gobierno avanza en iniciativas concretas que apuntan a dinamizar la inversión. “En pocos días lanzaremos la licitación para la concesión de cuatro centrales hidroeléctricas en Comahue, cuya concesión venció en 2024”, anticipó González.

A eso se suma un plan de inversiones en 16 obras prioritarias de transmisión eléctrica en 132 y 500 kV, que suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión. 

Las mismas serán llevadas adelante por el sector privado a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

El primer proyecto será AMBA I, al que seguirán nuevas etapas. “Vemos que el sector privado reacciona y lo veremos en transmisión eléctrica, también cuando privaticemos Transener y en la licitación de las centrales hidroeléctricas”, concluyó el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación

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Junio inició con el primer Proceso Electoral del Poder Judicial de la Federación (PEEPJF) 2024-2025. Se sometieron a votación 881 cargos judiciales federales, 389 juezas y jueces de distrito, además de ministros y magistraturas.

Pero lejos de fortalecer la institucionalidad, el evento encendió nuevas alarmas entre participantes del sector energético. Carlos Flores, analista del mercado, lo resumió así: “Nada de la elección judicial, nada de la reforma del Poder Judicial, beneficia o motiva a que las inversiones lleguen al país”.

Según los datos preliminares, apenas un 12% del padrón participó, y dentro de ese porcentaje, un 20% anuló su voto como rechazo al proceso. “Estamos hablando que en realidad es algo así como un 7 u 8% del porcentaje de los ciudadanos que realmente participaron en este proceso”, puntualizó Flores.

Para él, estos datos evidencian la desconexión entre el gobierno y su base, en contraste con la narrativa oficial de gozar de una aceptación del 80-85%: “Fue un fracaso para el gobierno federal, fue un fracaso para el partido en el poder, para Morena, por la muy, muy baja participación que tuvo este proceso”.

Más allá de lo electoral, lo que preocupa a los jugadores del sector eléctrico es el impacto que la reforma judicial podría tener sobre la certidumbre jurídica en los negocios. “Lo verdaderamente importante es el efecto que esa reforma al Poder Judicial ha tenido y tendrá en las inversiones en general, afectando por supuesto también a las inversiones en el sector de energía”, advirtió Flores.

En este escenario, incluso en medio del impulso que ofrecía el nearshoring, México no solo no está atrayendo más capital, sino que comienza a perderlo. “Hasta ahora ha habido algunos anuncios de empresas que están retirando sus capitales del país […] no sólo no estamos atrayendo inversiones, sino que además se están yendo del país”, alertó.

A esto se suma el temor creciente de que el Poder Judicial se convierta en una extensión del Ejecutivo, debilitado tanto en independencia como en capacidad técnica. “Un Poder Judicial al servicio del gobierno, un Poder Judicial disminuido en sus capacidades y un Poder Judicial posiblemente, reitero, posiblemente invadido por personas alineadas con el narcotráfico, pues es uno de esos riesgos y tal vez uno de los más grandes”, enfatizó.

Aunque la nueva legislación en materia energética no es tan agresiva como lo fue la reforma eléctrica propuesta por el presidente López Obrador, Flores señala que “todavía falta mucha regulación secundaria”, y que existen deficiencias estructurales que entorpecen la instalación de nuevos proyectos: inseguridad, falta de servicios públicos clave como agua o gas, e incertidumbre en el suministro eléctrico.

El resultado es una caída sostenida en la confianza inversora. “Han sido muy, muy pocas las empresas que han decidido invertir en este país. Y lo que quiero decir es que lo que podemos esperar en adelante es eso mismo”, concluyó el analista.

En cuanto a la resolución de controversias, las vías tradicionales mexicanas como el juicio de amparo ya no generan confianza. “Hubo pocas [empresas] que se fueron a esa segunda instancia [internacional]. Todas resolvieron o intentaron resolver por la vía de juicio de amparo”, dijo Flores en referencia a la búsqueda de resoluciones de problemáticas en el último sexenio. Sin embargo, con la implementación de la reforma judicial “lo que podemos esperar es que un mayor porcentaje de las empresas se vaya directo a litigios internacionales para intentar resolver sus problemáticas en el país”.

Una de las consecuencias más visibles de esta pérdida de confianza es la parálisis en decisiones de inversión, o directamente, la salida del país de algunos actores. “Lo que espero es que por unos meses más, mientras termine de conocerse la regulación […] por ese periodo las empresas continuarán a la expectativa. Después ya tomarán sus decisiones. Habrá algunas que decidan participar, habrá algunas otras que decidan irse, lo cual pues tiene todo el sentido, ¿no?”, argumentó.

La lógica de inversión, explicó Flores, se impone a la narrativa oficial. “Cuando tú tienes un presupuesto, digamos, global para invertir en energía […] si puedes decidir invertir en México o invertir en Alemania, Australia, Japón, Brasil, pues ¿por qué lo harías en México, con todos esos riesgos de los que ya hablábamos?”

No obstante, el panorama no es enteramente desalentador. Existen algunos resquicios regulatorios en los que aún puede haber oportunidades para inversionistas privados. En particular, Flores ve potencial en esquemas de menor escala: “A mí particularmente me gusta el nuevo esquema de autoabasto, que ahora se llama de autoconsumo […] y hay un camino específico para proyectos de menos de 20 megawatts, que puede funcionar”.

También hay dudas sobre la viabilidad del suministro calificado, pero en ese frente, dijo, “no está muy claro qué tanto se va a impedir o facilitar que las empresas se inviertan ahí”.

En contraste, los esquemas de coinversión con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) despiertan más cautela que entusiasmo. “Nadie debería querer tener a un socio comercial, mayoritario además, […] con los grandes riesgos de corrupción, con los grandes riesgos de ineficiencia que pudiera tener ese socio”.

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ZN Shine apuesta por alinearse a las tendencias globales mientras se mantienen a la vanguardia tecnológica con productos de alta durabilidad y rendimiento. Sus módulos con vidrio de grafeno y marcos de poliuretano marcan un gran diferencial entre la oferta disponible en el mercado.

“Definitivamente el mercado se está moviendo muchísimo a todo lo que es tecnologías TopCon, todos los fabricantes estamos volcados a TopCon y estamos empezando a trabajar en la tecnología HJT”, manifestó Marisol Neira, quien fue LatAm Key Account Director de ZN Shine.

Durante una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), la portavoz de la empresa al momento de la entrevista destacó que la tecnología HJT, si bien ya fue explorada por algunas marcas, inicia una fase donde comenzará a masificarse como una opción competitiva.

Este cambio tecnológico responde a una transformación profunda en el mercado global. Según la 16.ª edición de la Hoja de Ruta Tecnológica Internacional para la Energía Fotovoltaica (ITRPV), en 2024 se alcanzó un récord de 703 GW en envíos de energía solar fotovoltaica, dominando el silicio cristalino con el 98 % de la cuota de mercado. Dentro de este segmento, las obleas de silicio monocristalino tipo n Cz-Si han superado a las de tipo p, impulsadas por la expansión de la tecnología TopCon, que por primera vez desplazó a PERC como líder del mercado.

En este contexto, ZN Shine se distingue por mantener el foco en la innovación. “Seguimos trabajando muchísimo con lo que es el vidrio de grafeno, que es nuestra característica principal y lo que ha hecho que nosotros marquemos diferencia en el mercado”, explicó Neira, quien además confirmó el avance en eficiencia y potencia de los módulos, especialmente aquellos que emplean celdas de 182 y 210 milímetros.

Neira también reveló una de las principales ventajas de la compañía en la región: la disponibilidad inmediata de productos. “Estamos entregando proyectos hasta de 50 MW en un mes. Entonces la disponibilidad es excelente”, resaltó.

Los módulos de ZN Shine han demostrado su gran desempeño en una de las regiones más sensibles al entorno como Centroamérica y el Caribe, con zonas expuestas a huracanes, alta humedad y salinidad. Frente a estas condiciones, Neira subrayó la relevancia de sus innovaciones estructurales. “Sacamos ahorita un marco de poliuretano que tiene muchísima más resistencia a la corrosión. Todos nuestros módulos son doble vidrio, lo que hace que la humedad no los afecte tanto como cuando tienes un módulo con un backsheet de EVA”, detalló.

En República Dominicana, un mercado en plena expansión, los productos de ZN Shine encuentran especial receptividad. La empresa identifica oportunidades en el segmento de generación distribuida, donde su propuesta de módulos resistentes al clima extremo resulta especialmente atractiva para los desarrolladores locales.

El avance en proyectos utility también ha sido clave para los resultados regionales. Según Neira, el año pasado la compañía alcanzó las metas comerciales previstas, e incluso superó los objetivos para 2025. “Estamos ya entregando proyectos a nivel de utility, que también es algo que nos satisface muchísimo. Nosotros veníamos muy fuertes en generación distribuida, sin dejarla a un lado, pero estos proyectos utility están haciendo que cumplamos la meta de manera muy satisfactoria”, destacó.

Este desempeño refuerza la estrategia de ZN Shine, que en entrevistas previas ha enfatizado su orientación hacia la reducción del CAPEX y OPEX de los proyectos fotovoltaicos en la región. Con soluciones que mejoran la resistencia ambiental, incrementan la eficiencia operativa y aseguran tiempos ágiles de entrega, la compañía se posiciona como un socio clave para desarrolladores de proyectos solares.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó una propuesta de “Norma Técnica de Conexión y Operación de Centrales Generadoras en Redes de Distribución de Media Tensión”.

La iniciativa busca cubrir un vacío normativo en el segmento de generación distribuida que hasta el momento sólo contempla la generación de usuarios autoproductores y no incluye la modalidad de centrales de empresas generadoras.

En concreto, se plantea clasificar a las Centrales Generadoras conectadas en redes de distribución de media tensión en tres tipos según su impacto en la calidad, seguridad y desempeño del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

• Centrales Generadoras tipo A: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW. Se exceptúan aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN, así como las que califiquen como CGMI.
• Centrales Generadoras tipo B: Centrales Generadoras con Capacidad Instalada mayor a 5 MW. Se incluyen también aquellas Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 5 MW cuya operación impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN.
• Centrales Generadoras de Mínimo Impacto (CGMI): Centrales Generadoras con Capacidad Instalada menor o igual a 1 MW y que cumplan con los criterios indicados en el Título III.

A partir de su clasificación, a cada tipo de central se le requerirá para su conexión un determinado procedimiento, análisis eléctrico y requisitos técnicos, así como condiciones para la coordinación de su despacho y mantenimiento.

Por ejemplo, se establecería que cada generadora determine e informe la potencia promedio que prevén inyectar en cada intervalo de operación o presentar los programas de generación previstos para el día siguiente, dependiendo cada caso.

Pero aquello estará sometido a verificación, aprobación o modificación por parte de las empresas distribuidoras, en función de restricciones técnicas o normas de calidad aplicables a la red de distribución.

En el orden de 70 centrales generadoras conectadas a redes de distribución del SIN deberán adecuarse a la nueva normativa técnica específica. Tendrán un plazo de un año luego de la entrada en vigor, para dar cumplimiento a lo establecido.

Mediante la Consulta Pública CREE-CP-06-2025, el organismo regulador recibirá posiciones y sugerencias hasta el viernes 27 de junio de 2025. Los comentarios deberán ser ingresados a través de la plataforma: https://bit.ly/CREE-CP-06-2025

Ahora bien, información adicional sobre el proceso y bases de la normativa puede ser obtenida por las partes interesadas remitiendo su solicitud de aclaración al correo electrónico: consultapublica@cree.gob.hn

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MOVEY da un paso clave en su consolidación dentro del sector de energías renovables con el inicio del montaje de nueve aerogeneradores Nordex Delta4000 6.X en el parque eólico CASA, ubicado en Olavarría, provincia de Buenos Aires. 

Cada torre alcanzará los 119 metros de altura bajo buje y aportará hasta 7 MW de capacidad, lo que se traduce en 63 MW de potencia renovable para el sistema energético argentino.

“MOVEY es un proyecto hecho realidad. Empezamos hace más de dos años como un emprendimiento de Menara Construcciones para ofrecer un servicio local al tecnólogo”, manifestó Hermas Culzoni, gerente general de Menara Construcciones y CEO de MOVEY, en diálogo con Energía Estratégica. 

El ejecutivo destaca que el proyecto CASA representa el primer gran desafío de la compañía, con todos los equipos radicados en Olavarría y listos para iniciar el trabajo de montaje.

“”Nos convencimos en su momento que teníamos la fortaleza necesaria para  afrontar  un contrato de esta magnitud.  El objetivo, a partir de este proyecto, es crecer con nuevos desafíos”, complementó Oscar Balestro, director de MOVEY y presidente de EEDSA. 

El cronograma del parque CASA contempla el arribo progresivo de componentes y su instalación secuencial en las plataformas designadas. “Tenemos prácticamente 16 semanas para instalar y dejar listos mecánicamente cada uno de los nueve aerogeneradores”, indica Culzoni. 

El proceso completo, desde la instalación de los obradores hasta el retiro del sitio, demandará hasta septiembre; mientras que la labor incluirá el armado de torres, instalación interna y la conexión en media tensión de cada unidad.

“Este es un proyecto muy bien estructurado en obra civil e infraestructura, lo cual permitirá concluirlo en forma óptima.  Contando con el conocimiento de la industria y las exigencias de la misma, para estar a la altura de un contrato de este tipo, demuestra el trabajo que hemos hecho durante estos dos años”, enfatizó el Oscar Balestro 

“El Proyecto CASA es nuestro punto de partida para consolidarnos en el mercado logrando solidez para nuevos contratos, hoy nuestro focus prioritario es la puesta en marcha del parque eólico”, agregó Culzoni. 

Proyección regional de MOVEY

Con este proyecto como punto de partida, MOVEY proyecta una expansión más allá del mercado argentino, actualmente cotizando servicios para parques tanto a nivel local como en Chile, Perú, Colombia y México, a fin de convertirse en una empresa de alcance regional en el montaje de aerogeneradores y servicios asociados.

La firma también planea diversificar su portafolio hacia operación y mantenimiento (O&M), ampliando su propuesta de valor más allá de la instalación. Esta estrategia busca dotar de mayor solidez a la estructura de MOVEY asegurando continuidad operativa tras la finalización del proyecto CASA en septiembre de 2025.

Para ello, MOVEY ha apostado a conformar una estructura sólida con recursos humanos calificados, en permanente entrenamiento y actualización tecnológica y alianzas estratégicas. “Queremos formar nuestro equipo con técnicos altamente capacitados y estamos en permanente búsqueda de nuevos colaboradores para complementar los equipos”, señaló Culzoni, al tiempo que destacó la colaboración y acuerdos estratégicos con empresas de probada trayectoria regional, para prestar servicios de instalación, puesta en marcha y O&M en LATAM. 

MOVEY se preparó anticipadamente para afrontar este desafío. La experiencia acumulada en los últimos años, el conocimiento del sector y el respaldo de Menara Construcciones —una empresa con más de 60 años de trayectoria en obras civiles para la industria y agroindustria— fueron y serán clave para posicionarse como un jugador confiable en el montaje de infraestructura renovable.

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Core Alliance Inc, firma de consultoría especializada en regulación, cumplimiento, sostenibilidad y gestión de riesgos en sectores altamente regulados, inicia sus operaciones en Panamá, Costa Rica y República Dominicana. 

De estos países, la decisión de Panamá de avanzar con licitaciones que privilegien energías renovables está empezando a captar el interés de inversionistas, además de marcar un paso importante hacia una matriz energética más diversificada, resiliente y descarbonizada, de acuerdo con la consultora. 

“Este enfoque implica que los oferentes deberán demostrar no solo capacidad técnica, sino profundo conocimiento del entorno normativo, permisos ambientales, condiciones de despacho y riesgos regulatorios asociados a cada tecnología”, apuntó William Villalobos, presidente y socio fundador de Core Alliance Inc. 

Los pliegos de esta licitación pública de largo plazo se darían a conocer durante este año 2025. Hasta tanto, la Secretaría Nacional de Energía anticipó que en esta primera convocatoria, en la que se competirá por contratos de hasta 180 meses, tendrá un precio máximo de $97.50 MWh y priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

En atención a aquello, la firma, que está integrada por un equipo multidisciplinario de expertos con trayectoria comprobada en el sector, se posiciona como aliado estratégico para acompañar en la estructuración, implementación y defensa regulatoria de proyectos energéticos que participen de este tipo de convocatorias que no sólo iniciarían este año en Panamá, también hay certeza de procesos ya abiertos o por abrir en Guatemala, Honduras y República Dominicana.  

“Acompañamos a los potenciales oferentes en la revisión crítica de los pliegos y documentos base, garantizando cumplimiento, competitividad y mitigación de riesgos; diseño y estructuración de consorcios, incluyendo cláusulas de distribución de riesgos regulatorios; gestión de permisos, evaluación de puntos de interconexión, trámites regulatorios y cumplimiento con criterios locales; negociación estratégica con actores clave, tanto técnicos como institucionales”, enumeró Willalobos.

Su experiencia previa en procesos similares en países como Costa Rica, Guatemala, México, y República Dominicana permitiría a esta firma anticipar obstáculos y acelerar procesos. 

“Hemos acompañado a clientes en la adjudicación de contratos PPA, procesos de conexión a red, reestructuración regulatoria y resolución de controversias. En cada caso, nuestro aporte ha sido clave para cerrar exitosamente las etapas críticas de los proyectos relevantes a nuestros clientes”, aseguró el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc.

El equipo de Core Alliance Inc. acumula conocimiento que además le permite realizar monitoreo técnico-jurídico permanente de las publicaciones de ETESA, ASEP y del Ejecutivo panameño; simulación de escenarios de adjudicación y modelación de riesgos normativos por tecnología; y, estrategias de entrada al mercado para oferentes internacionales, ajustadas a las condiciones del país, sus reglas de conexión, cronogramas regulatorios y contexto político-económico.

Aquello no es menor, ya que además de estar en la antesala del lanzamiento de esta licitación de largo plazo que priorizará hidro y eólica, Panamá tiene prevista una reforma a la Ley 6 que podrá cambiar las reglas del juego en el sector eléctrico. 

“Los procesos de reforma legislativa generan una dualidad para el sector: por un lado, representan una oportunidad para modernizar y alinear los marcos normativos con los objetivos de transición energética; por otro, si no se gestionan adecuadamente, pueden convertirse en focos de incertidumbre jurídica, desaliento a la inversión y freno a la ejecución de proyectos”, advirtió William Villalobos.

Según comentó el abogado y consultor a Energía Estratégica, el riesgo principal para los inversionistas es que se alteren elementos estructurales del sector -como reglas de remuneración, despacho, conexión o incentivos- sin un régimen de transición claro ni garantías de estabilidad regulatoria. 

¿Cómo podría impactar a los oferentes de la licitación? De acuerdo con Villalobos, “puede afectar la bancabilidad de los proyectos, los flujos previstos por los desarrolladores y, eventualmente, abrir espacio a disputas contractuales o arbitrajes internacionales”.

Con base en ello, sus recomendaciones para el caso de Panamá son:

1. Separar los tiempos de la licitación y la reforma legislativa, o bien aplicar reglas transitorias robustas que protejan la estabilidad de los proyectos adjudicados.
2. Incluir mecanismos contractuales de estabilidad regulatoria o cláusulas de ajuste que protejan la expectativa legítima de los oferentes y financistas.
3. Fortalecer la independencia técnica de la ASEP y de los órganos encargados de aplicar las normas durante el proceso de reforma.
4. Establecer mesas técnicas de consulta y participación real con el sector privado, banca multilateral y desarrolladores.

Desde su óptica, Panamá ya es y continúa posicionándose como el hub energético de la región, con un clima de seguridad a la inversiones y con una visión clara de política pública y estabilidad regulatoria de cara a los cambios que estamos viendo producto de la transición energética y la convergencia regulatoria entre sectores. 

Sin embargo, en entrevista con este medio, subrayó como oportuno recordar que, la credibilidad del país como destino de inversión depende no solo de su recurso natural o demanda energética, sino de la consistencia institucional y previsibilidad jurídica. “La reforma debe fortalecer esa confianza, no debilitarla”, consideró.

Como abogado experto en regulación y miembro del Panel de Expertos de la CRIE, así como expresidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), el presidente y socio fundador de Core Alliance Inc ha tenido la oportunidad de analizar reformas normativas en múltiples jurisdicciones. 

“Fundé Core Alliance después de haber liderado por más de una década procesos complejos en el sector energético, incluyendo negociaciones de PPAs, reformas regulatorias, revisiones de esquemas tarifarios y análisis mercado energéticos”, amplió William Villalobos.

Visto aquello, su expertise podrá ser aprovechada no sólo por empresas, sino también por la banca, organismos multilaterales, así como gobiernos en Centroamérica, que transiten esta época marcada por la llegada de licitaciones clave para el fortalecimiento de sistemas eléctricos locales y regionales. 

Desde Core Alliance además brindan:

• Asesoría regulatoria integral para actores del mercado eléctrico: generadores, transmisores, distribuidores, grandes consumidores e inversionistas.
• Estructuración legal y comercial de proyectos de energía renovable, incluyendo contratos PPA, BEES, mecanismos de financiamiento y participación en subastas.
• Due diligence regulatorios y normativos, especialmente útiles para fondos de inversión, bancos multilaterales y actores nuevos en la región.
• Diseño de estrategias de participación en licitaciones públicas y privadas, desde el análisis de bases hasta el cierre contractual.
• Gestión de riesgos regulatorios, reformas normativas y resolución de disputas, con enfoque preventivo y de alineamiento estratégico.

Su diferencial es que no solo interpreta la regulación, sino que busca transformarla en ventajas competitivas reales para sus clientes, con un enfoque regional, técnico y ejecutable.

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El viernes pasado en la comuna San Antonio, la seremi de Energía, Anastassia Ottone, se reunió con el alcalde a la Ilustre Municipalidad de San Antonio, Omar Vera, la diputada Camila Rojas, la Delegada Provincial Presidencial, Carolina Quinteros y sus equipos, para profundizar respecto de la adjudicación del concurso Parque Solar Comunitario, el cual busca reducir los costos de energía eléctrica para familias vulnerables mediante sistemas de generación fotovoltaica para el autoconsumo.

El concurso, impulsado por el Ministerio de Energía y ejecutado por la Agencia de Sostenibilidad Energética, beneficia a tres comunas en la región de Valparaíso: Calle Larga, La Calera y San Antonio. Su objetivo es agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta, desarrollados a través de las municipalidades. Esto permitirá que las comunidades beneficiadas reciban descuentos en sus cuentas de electricidad mediante la inyección de energía renovable a la red, especialmente en un contexto de alza de los precios de la energía.

En la reunión, la Seremi de Energía, Anastassia Ottone, destacó el entusiasmo por esta convocatoria y el esfuerzo de los municipios de la región por participar. “Esta es una iniciativa muy importante. Fueron tres los municipios seleccionados para desarrollar la prefactibilidad de tener un Parque Solar Comunitario. Esperamos que las iniciativas se concreten cuanto antes y que las personas puedan ver reflejados los descuentos en sus cuentas de luz. Agradecemos a los equipos municipales por su participación en esta iniciativa del Ministerio de Energía”, afirmó Ottone.

Por su parte, el alcalde de San Antonio, Omar Vera, aseguró que “el municipio de San Antonio está aprovechando las oportunidades y líneas de trabajo de los distintos ministerios para implementar proyectos y recursos que beneficien a nuestra comunidad. A través del Ministerio de Energía, postulamos esta planta de paneles fotovoltaicos comunitarios, que permitirá reducir los costos de energía eléctrica para aproximadamente 250 familias. Este proceso de postulación incluirá la verificación de la situación social de las familias beneficiarias. Estamos muy contentos de ser una de las tres comunas beneficiadas y continuaremos buscando nuevas alternativas para reducir los costos en nuestra comunidad”.

La diputada Camila Rojas también respaldó la iniciativa, indicando que “lo importante de este Parque Solar Comunitario es que beneficiará directamente a las familias. Se estima que podrían ser hasta 300 familias beneficiarias. Ya hemos visto experiencias exitosas, como en Talagante, donde algunas familias llegaron a tener un costo cero en sus cuentas de luz. Es una excelente noticia para nuestras familias, y felicitamos a los equipos municipales que realizaron la postulación”.

Finalmente, la Delegada Quinteros resaltó la inversión pública que implica esta iniciativa, afirmando que “este proyecto, tal como lo ha mandatado el presidente Gabriel Boric, pone a las familias en el centro. La creación de un parque solar comunitario y su posterior implementación llevará a la disminución de los costos de electricidad para las familias que más lo necesitan. Esperamos que este municipio, al igual que otros, postule a este tipo de concursos para beneficiar a su comunidad”.

Cabe destacar que este concurso se inspira en el modelo de la comuna de Talagante, que ya cuenta con una planta en fase piloto. En Talagante, un sistema fotovoltaico de 300 kWp instalado en un terreno público permite que los vecinos de la Villa Los Lagos accedan a descuentos anuales de aproximadamente $200,000 en sus cuentas de electricidad. Se estima que este proyecto reducirá el consumo energético en 0.4 GWh al año, lo que representa un ahorro total de $50 millones anuales para la comunidad beneficiaria.

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Queda menos de un mes para la tercera edición de Future Energy Summit (FES) Iberia, el evento que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, y que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector público y privado de todo el mundo.

Latinoamérica estará representada por una delegación de alto nivel que refleja la transformación energética en curso en lo que será un espacio clave para analizar las estrategias y objetivos de transición hacia fuentes renovables en un contexto de expansión sectorial.

Guatemala dirá presente a través de Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas del país, y Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, una de las principales distribuidoras del país. 

Participación que se dará en un momento clave ya que Guatemala recientemente lanzó las licitaciones PEG-5 (Plan de Expansión de Generación) y PET-3 (Plan de Expansión del Sistema de Transporte), el proceso competitivo más ambicioso de los últimos años y por las que se esperan inversiones mayores a USD 5000 millones para la incorporación de tecnologías limpias bajo contratos a 15 años.

Incluso, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ministro Ventura reconoció que la licitación PEG-5 resulta clave para la transición energética, ya que se espera la contratación de hasta 1400 MW de potencia, con posibilidad de inicio de suministro escalonado entre 2030 y 2033. Esta apertura incluye tanto nuevas centrales como plantas en operación que presenten mejoras tecnológicas, permitiendo una amplia participación de empresas renovables.

Entradas ya disponibles en el sitio oficial del evento: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Por su parte, República Dominicana también estará representada en FES Iberia 2025 ya que asistirá Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía, quien a principios de abril expuso durante el desayuno de Networking VIP de FES Caribe 2025 y anticipó cómo será la nueva licitación de renovables y almacenamiento.

Dicha convocatoria tendrá a las principales distribuidoras eléctricas como off-taker y promete llevarse a cabo este año 2025 para que se lleven adelante proyectos de generación renovable que incluyan sistemas de baterías a precios competitivos. 

Los líderes que en abril participaron en el encuentro de Future Energy Summit y que harán lo propio el próximo 24 de junio en FES Iberia, disertarán en el panel de debate dedicado a Latinoamérica, donde presentarán el estado de situación del sistema eléctrico guatemalteco y dominicano las oportunidades concretas que se abren para inversionistas.

Además, el evento reunirá a más de 400 ejecutivos de alto nivel del sector público y privado en un entorno de networking activo con referentes que están transformando la matriz energética ibérica, entre los que resaltan los siguientes speakers ya confirmados: 

• Julio Castro – CEO – Iberdrola Renovables
• David Ruiz – Presidente Ejecutivo – Grenergy
• Enrique Riquelme –  CEO –  Cox Energy
• Rocío Sicre – Directora General España – EDP Renewables
• Carlos Píñar Celestino – Managing Director – Elmya
• Fernando Cremades – Global Head of Growth – Galp 
• Carolina Nester – Head of Operations Iberia – Sonnedix
• Lucía Dólera – BESS BDM Europe – Jinko Solar
• Alvaro Pérez de Lema de la Mata – CEO – Saeta Yield
• Luis Alvargonzález – Country Manager España – Zelestra
• Robert Navarro – Managing Director & CFO – RWE Renewables Iberia
• Gonzalo Barba – Managing Director –  TotalEnergies 

Entradas disponibles: https://live.eventtia.com/es/fes-iberia

Entre los bloques temáticos destacados, FES Iberia incluirá espacios de análisis sobre oportunidades regulatorias en el sur de Europa, estrategias de los compradores de energía (offtakers) y una mesa dedicada a las sinergias con América Latina, como también se discutirán las tendencias del mercado renovable en España y la región. 

No deje pasar la oportunidad y asista a FES Iberia, que combinará una jornada repleta de paneles técnicos, sesiones estratégicas y espacios exclusivos de networking de alto nivel, orientados a facilitar alianzas y acuerdos concretos en toda la cadena de valor energética.

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Días atrás, el gobierno argentino lanzó un plan de ampliación de redes de transmisión que contempla 16 obras prioritarias por más de 5600 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y prevé una inversión de más de 6000 millones de dólares, que será íntegramente financiada por el sector privado a través de concesiones de obra.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia (la generadora con más capacidad renovable instalada en el país) no fue ajeno a dicho plan durante la inauguración del parque eólico La Elbita, de modo que aseveró que la compañía jugará un papel central en la ampliación de la red y remarcó la importancia de un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de ese tipo de inversiones.

“Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para seguir creciendo en renovables. Vamos a invertir en Salta y Catamarca para expandirnos y darle renovables a la minería; lo mismo haremos en Cuyo y en la provincia de Buenos Aires si se nos permite, como por ejemplo para destrabar sitios donde hay excelentes recursos”, manifestó. 

“Eso lo podremos hacer como Genneia o con un consorcio de empresas renovables que sabemos que tienen la vocación de hacerlo. Estamos conversando para ello y se podrá empezar en cuanto la regulación esté escrita, cuando se escriban los contratos”, agregó. 

Las obras se solventarán a través del mecanismo de concesión de obra y se remunerarán mediante el pago de una tarifa por parte de los usuarios del servicio público de transporte eléctrico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

Y una vez cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el concedente al transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

Andrews valoró positivamente el momento en que la Secretaría de Energía de la Nación lanzó el plan, pero consideró que aún resta destrabar aspectos regulatorios fundamentales para que las inversiones se concreten, bajo un marco de credibilidad que incentive la expansión del transporte eléctrico.

Para el CEO de Genneia, existe hoy una ventana de oportunidad derivada del nuevo contexto macroeconómico del país, Pero dejó en claro que eso no es suficiente para que los proyectos avancen, sino que se requiere el esfuerzo de regular una competencia por el mercado y que el usuario final tenga el mejor costo de ese servicio.

“Se necesita regular cómo se accede al sistema, cómo la tarifa que generaría ese nuevo servicio será pagada en el tiempo. Y si se tiene estabilidad a largo plazo y visibilidad, lo que queda es cómo esa tarifa se pasa al usuario final y cómo a una empresa privada le permite financiarlo”, apuntó. 

“Si la regulación está, podría pasar a una licitación en pocos meses, luego comenzaría la construcción de las líneas y en 3 o 4 años se podría tener una expansión de la red de transmisión que no hubo en los últimos 35 años”, subrayó.

Además de las obras de transmisión, la empresa busca estar a la vanguardia con proyectos de baterías, ya sea con sistemas stand alone o híbridos con generación renovable en distintos puntos del país, también con el objetivo de destrabar cuellos de botella con almacenamiento. 

Incluso, Genneia analiza su participación en la licitación AlmaGBA, de 500 MW de potencia en sistemas BESS en las en las redes de Edenor y Edesur. Aunque aún no hay una decisión final, la compañía observa con interés ese mercado y tendrá hasta el 3 de julio para prepararse y presentar ofertas si así lo decidiera. 

Un nuevo proyecto en operación

Genneia inauguró oficialmente el parque eólico La Elbita, su octavo proyecto con aerogeneradores en Argentina, el cual cuenta con 162 MW de capacidad instalada tras una inversión cercana a los USD 240 millones y está destinado a abastecer a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término (MATER), entre ellos Vista Energy, McCain y Mercedes–Benz. 

De este modo, la compañía suma más de 1700 MW en operación repartidas en 8 centrales eólicas (945 MW) y 7 solares (800 MW) y apunta a expandir su participación renovable en los próximos dos años con un pipeline de 3 GW en carpeta. 

El parque eólico la Elbita se encuentra ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil, sobre una extensión de 1.464 hectáreas, y cuenta con 36 aerogeneradores Vestas V-150, los cuales tienen una altura de 120 metros hasta rotor, palas de 73 m de diámetro y 150 m de rotor. 

El proyecto generará aproximadamente 705.000 MWh anuales de energía renovable, equivalente al consumo eléctrico de 175.000 hogares, y permitirá evitar la emisión de más de 315.000 toneladas de CO₂ al año. Además, empleó a más de 450 personas en su etapa de construcción.

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, el presidente César Rossi y el ya mencionado Andrews, además del interventor del ENRE, Osvaldo Rolando, el subsecretario de Energía de Buenos Aires, Gastón Ghioni, y el intendente de Tandil, Miguel Lunghi, entre otras autoridades y representantes de los accionistas y directivos de la empresa. 

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El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que el gobierno ingresará al Congreso un proyecto de ley para adelantar la meta de descarbonización al 2035 -o antes- y facilitar proyectos de inversión que permitan terminar con las termoeléctricas a carbón.

El mandatario aseguró que la iniciativa llegará al Poder Legislativo durante el segundo semestre del año, es decir que se esperará antes de la elección presidencial para el período 2026-2030 que se realizará en noviembre. 

El objetivo del mencionado proyecto de ley es anticiparse por al menos un lustro a la meta planteada en junio del 2019 por el entonces presidente Sebastián Piñeira, quien en su momento lanzó un plan para lograr una matriz carbono neutral al 2040. 

«Esa meta se ve difícil de cumplir bajo las condiciones actuales, pero con convicción, responsabilidad, recogiendo lo trabajado por gobiernos anteriores, este desafío también abre una oportunidad porque la inversión privada, el desarrollo económico y el cuidado del medio ambiente pueden confluir y no competir», sostuvo Boric durante la Cuenta Pública 2025. 

“Mientras más proyectos de generación limpia y de transmisión de energía logremos aprobar y construir, antes lograremos descarbonizar y a la vez atenuar el alza de tarifas”, agregó. 

Y cabe recordar que, a fines del 2024, el Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública un nuevo plan de descarbonización en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico. 

El plan trazó una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.

Dicho plan también incluyó la identificación de una cartera de “obras estratégicas” de transmisión y servicios complementarios, modificaciones en las licitaciones de suministro y la creación de un mercado de cap and trade, entre otras medidas.

“Con la colaboración de todos los sectores podremos no sólo cumplir la meta del año 2040, sino adelantarla para 2035 o antes, dependiendo de la verificación institucional de las condiciones para ello. Lograremos así consolidar una transición energética inédita a nivel mundial”, subrayó Boric. 

Y de igual manera, destacó que el gobierno se encuentra trabajando para que el país tenga mejor acceso a la energía, con mejor infraestructura y estabilidad del suministro, como por ejemplo con sistemas de almacenamiento, y mitigar las alzas de tarifas energéticas. 

¿Cómo lo observa el sector?

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) ya se posicionó con optimismo sobre la propuesta del gobierno destinada a agilizar las iniciativas de generación, transmisión, almacenamiento y conversión de centrales. 

“Es una medida crucial para crear las condiciones necesarias, para el retiro anticipado de centrales a carbón y la descarbonización del sector eléctrico y para avanzar en la descarbonización de nuestra economía, que actualmente presenta una dependencia del 63% de combustibles fósiles en su consumo energético”, indicó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA.

“Para incrementar nuestra ambición en el camino hacia la descarbonización, es esencial establecer las condiciones adecuadas que faciliten la aceleración de inversiones clave en este sector. Esto implica la implementación de regulaciones específicas para la tramitación ambiental y sectorial, al mismo tiempo que se deben asegurar mecanismos que fomenten la estabilidad en las relaciones con las comunidades circundantes”, agregó.

En este contexto, desde el gremio insistieron en la importancia de mantener una colaboración activa y constante entre los sectores público y privado, como también de que se cumplan las condiciones necesarias, respaldadas por los organismos técnicos competentes, como la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional. 

La entrada Boric anunció un nuevo proyecto de ley para acelerar la descarbonización en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

Risen Energy se posiciona para asumir el nuevo ciclo de expansión renovable en América Latina, donde el almacenamiento ya no es solo un respaldo energético, sino un componente central de las redes eléctricas modernas.

“La apuesta de Risen actual es volverse una empresa más grande, más sólida, con un abanico de productos y servicios más amplio”, manifiesta Victoria Sandoval, Senior Sales Manager de Risen Energy.

En los últimos años, Risen concretó la adquisición de la fabricante de baterías SYL, dando origen a Risen Storage, una unidad que unifica bajo una misma estructura la producción tanto de módulos fotovoltaicos como de sistemas de almacenamiento energético (BESS).

Esta integración no solo refuerza el control sobre la cadena de valor, sino que también permite a la empresa escalar su oferta tecnológica y adaptarse con agilidad a los requerimientos locales.

“Nos hemos integrado ya al 100% en una sola empresa que está con toda la capacidad de manufactura tanto de módulo fotovoltaico como de sistemas de almacenamiento”, detalla Sandoval.

En América Latina, esta estrategia toma una forma concreta: incrementar la presencia local mediante la contratación de personal técnico y comercial en los mercados clave. Sandoval asegura que la naturaleza de los proyectos híbridos, que combinan fotovoltaica con baterías, exige una cercanía operativa y soporte técnico permanente.

“Estamos contratando más gente, incrementando la huella local, no solo porque se requiere para la venta o comercialización, sino porque ya entrando en un negocio de sistemas de almacenamiento tiene que haber una respuesta local mucho más ágil”, afirma la gerente de ventas.

Durante una entrevista audiovisual concedida en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Sandoval remarca que el diferencial de la compañía pasa por su enfoque integral. “Nosotros tenemos la capacidad de seguir el proyecto durante toda la vida útil”, asegura, señalando que los sistemas de almacenamiento demandan monitoreo, asistencia y actualizaciones constantes.

“En las baterías sí tienes que hacer un acompañamiento porque la batería va acompañada de un sistema de monitoreo que es muchísimo más complejo de lo que estamos acostumbrados en módulos”, explica. Y completa: “Esto requiere que no vendas y te olvides, sino que vendas y acompañes el proyecto durante toda la vida útil”.

Mercado caribeño: expansión renovable y demanda de soluciones híbridas

El posicionamiento de Risen llega en un contexto de fuerte aceleración de la energía solar con almacenamiento en el Caribe, en particular en República Dominicana, donde se celebró el evento FES Caribe. Allí, el Ministro de Energía y Minas, Joel Santos Echavarría, anticipó que las distribuidoras eléctricas lanzarán una licitación donde las energías renovables con almacenamiento podrán demostrar su competitividad.

Actualmente, el país cuenta con 2.119 MW de energías renovables instaladas, de los cuales más de la mitad (1.033 MW de capacidad operativa) corresponden a energía solar. El Gobierno proyecta duplicar esta capacidad para 2028, lo que consolida a Dominicana como un polo estratégico para los actores del sector.

De hecho, según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen 20 proyectos fotovoltaicos con baterías candidatos a ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) entre 2025 y 2030. Estas iniciativas suman una potencia estimada de 1.860 MW de generación y cerca de 542 MWh de almacenamiento.

Pero el avance no se limita a Dominicana: los países insulares del Caribe están demandando soluciones tecnológicas para servicios de red como regulación de frecuencia, arranque en negro y control de voltaje, que solo sistemas híbridos avanzados pueden garantizar.

Innovación tecnológica y visión de largo plazo

A nivel global, Risen se diferencia por su foco en innovación de producto. La empresa ha avanzado hacia tecnologías como HJT (heterojunction), con mayores eficiencias y menor degradación, además de baterías con ciclos de vida extendidos. Esta evolución le permite ofrecer soluciones competitivas en costos, pero con alto rendimiento técnico, especialmente valoradas en mercados emergentes.

“La tecnología que nosotros tenemos disponible actual es un escalón arriba del común denominador de la tecnología disponible”, describe Sandoval. Y puntualiza: “En ese sentido estamos dos a tres años adelantados al resto de otras tecnologías disponible en el mercado”.

La compañía, con 39 años como empresa constituida y más de 20 dedicándose a las energías renovables, pone en juego no solo productos, sino experiencia. Su propuesta, aseguran, se orienta a combinar tecnología de punta con acompañamiento técnico, en una relación de largo plazo con sus clientes.

“Nuestra apuesta es 100% tecnología al mejor costo”, concluye la Senior Sales Manager de Risen.

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TCL SunPower Global se complace en anunciar la celebración de su seminario técnico gratuito enfocado en el diseño, instalación, operación y mantenimiento de instalaciones fotovoltaicas comerciales e industriales (C&I), que tendrá lugar el próximo miércoles 5 de junio en el Colegio Oficial de Arquitectos de Madrid (COAM), de 9:30 a 18:00 h.

Entre los ponentes más esperados del evento se encuentra Alex Fuentes, Ingeniero de Aplicaciones en S-5!, empresa líder internacional en soluciones de fijación para sistemas fotovoltaicos sobre techos metálicos. Fuentes ofrecerá una visión técnica especializada sobre la integración estructural de sistemas solares en cubiertas metálicas, poniendo el foco en la seguridad, eficiencia y durabilidad de estas instalaciones, aspectos cada vez más relevantes en el desarrollo de proyectos solares comerciales e industriales.

“La intervención de S-5! cobra especial relevancia en un contexto donde la seguridad estructural en instalaciones fotovoltaicas se posicionan como prioridades del sector», dijo Andrea Sanz, Director Nacional de Ventas Iberia de TCL SunPower. Actualmente existe una gran cantidad de marcas de estructura para anclaje solar que no cuentan con las certificaciones necesarias para garantizar la seguridad de los sistemas FV, por lo que se ha vuelto imprescindible contar con soluciones fiables y certificadas para anclar los sistemas FV, como las que ofrece S-5!, con garantía de por vida, para garantizar instalaciones robustas y seguras desde el diseño inicial.

El evento contará con un programa completo de sesiones técnicas impartidas por expertos de primer nivel. Además de la participación de Alex Fuentes, destacan ponentes como Javier Lázaro (APPA Renovables), Antonio Ávila (Cuerpo de Bomberos de Málaga), David Ros y Santiago Miale (Energy Assist), José Luis García (Zurich Resilience Solutions) y Ángel Lezana García (Grupo Álava), entre otros.

Los asistentes podrán profundizar en temas clave del sector fotovoltaico como:

• Casos reales de instalaciones C&I
• Modelos de financiación y reparto de costes
• Integración arquitectónica de sistemas solares
• Evaluación de riesgos, mantenimiento preventivo y termografía
• Prevención de incendios en proyectos FV
• Normativa vigente y ayudas públicas por comunidades autónomas

Inscripción gratuita y plazas limitadas:
La participación en esta jornada es gratuita, pero requiere inscripción previa a través del siguiente enlace: [inscripción gratuita].

Con esta jornada, TCL SunPower Global reafirma su compromiso con la formación técnica y la excelencia profesional, reuniendo a las voces más autorizadas del sector para abordar los retos actuales de la energía solar con soluciones prácticas e innovadoras.

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La firma danesa EMD International, reconocida por sus soluciones informáticas que empoderan a los usuarios para tomar decisiones informadas con confianza en sus proyectos de energía renovable y transición energética, ha dado un paso firme hacia la optimización energética con energyPRO, un software avanzado diseñado para modelar, analizar y optimizar sistemas energéticos complejos.

Presentado recientemente en un webinar para América del Sur por el geólogo Mads V. Sørensen, este programa se perfila como un aliado clave en la transición energética global.

Desde sistemas híbridos que combinan eólica, solar y baterías, hasta estrategias de descarbonización industrial o soluciones Power-to-X (como la producción de hidrógeno o metanol), energyPRO ofrece una plataforma robusta para diseñar, simular y evaluar la viabilidad técnica y financiera de proyectos energéticos.

“El modelo no define qué debe hacer el sistema, sino revela qué puede hacer”, explicó Sørensen, quien lidera capacitaciones y estudios de optimización energética en diversos países. El software no realiza simples simulaciones: resuelve complejos problemas de optimización mediante algoritmos de programación lineal entera mixta (MILP), permitiendo encontrar la operación óptima bajo condiciones económicas, técnicas y ambientales variables.

Entre sus aplicaciones más destacadas se encuentran la planificación de plantas energéticas híbridas y la evaluación del rendimiento energético en diferentes mercados eléctricos. Su interfaz gráfica permite representar visualmente las conexiones entre unidades, mientras que sus potentes herramientas de análisis financiero ayudan a maximizar el retorno de la inversión y minimizar los costos operativos.

Desarrollado bajo una estructura modular, energyPRO se adapta a distintos escenarios: desde la planificación de pequeñas instalaciones hasta complejas configuraciones multi-tecnología a escala industrial. Además, permite exportar informes detallados para facilitar la toma de decisiones entre desarrolladores, entidades financieras y organismos gubernamentales.

Representado en Sudamérica por EMD SUR, con base en Argentina, el software ha sido presentado a empresas del sector energético, consultoras especializadas, universidades y organismos públicos.

Para quienes trabajan en planificación energética, eficiencia operativa o inversiones en energías renovables, energyPRO no solo es una herramienta, sino una plataforma de decisión estratégica alineada con los desafíos actuales de sostenibilidad y rentabilidad.

Contacto prensa:

• EMD SUR, Mathias Thamhain | mth@emd.dk

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