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Guatemala podría retroceder en su camino hacia una matriz energética limpia si el diseño actual de la licitación PEG-5 se ejecuta sin ajustes. Esta es la observación que se destaca desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que ve con preocupación el posible predominio de tecnologías térmicas en un concurso que representa el 60% del consumo nacional.

AGER enfatiza que Guatemala posee un vasto potencial de desarrollo en energía renovable, estimado en un 88%. Aprovechar este potencial sería fundamental para la estabilidad de las tarifas y reduciría la dependencia de las importaciones energéticas, beneficiando directamente al usuario final.

“Vemos que hay una decisión casi al cien por ciento tomada de que se contraten 700 megavatios de gas natural”, subrayó el presidente de AGER, Alfonso González en conversación con Energía Estratégica, quien insiste en que no se trata de rechazar el gas, sino de evitar una licitación que desvíe a Guatemala de su política energética.

La política vigente establece que el país debe alcanzar una matriz eléctrica 80% renovable, meta que actualmente se encuentra en un 66%. 

“En un año bueno de lluvia ya nos acercamos al 80%, pero con esta licitación podríamos caer por debajo del 40%”, alertó González. 

AGER enfatizó que no se opone a incluir el gas natural en la matriz de generación, siempre que se lo conciba como una tecnología de transición y no como un fin último.

El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA, y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), busca contratar 1.550 MW de potencia firme durante 15 años. AGER destaca que, si se adjudican los 700 MW esperados de gas natural, junto con 300 a 350 MW de carbón si es asociado con una parte renovable, y otros 500 MW sin restricción tecnológica, la matriz resultante podría ser hasta un 85% térmica.

Un riesgo para la competitividad y la estabilidad tarifaria

Una licitación mayoritariamente térmica pone en juego no solo las metas ambientales, sino la competitividad energética del país. AGER señaló que Guatemala no produce ningún combustible para generación, lo que la hace vulnerable a la volatilidad de los mercados internacionales.

“Todo es importado, y eso nos pone totalmente a merced de lo que pueda pasar en el mundo”, apuntó González. 

Recuerda que durante la crisis pospandemia y la guerra entre Rusia y Ucrania, Guatemala evitó aumentos extremos de tarifas gracias a su matriz renovable.

En este sentido, AGER advirtió que una mayor proporción de plantas térmicas incrementará la exposición tarifaria y afectará la previsibilidad de precios, algo especialmente crítico en contratos a largo plazo.

Además, una matriz con bajo componente renovable podría desalentar inversiones extranjeras. 

“Los grandes centros de datos, de inteligencia artificial, robótica y manufactura avanzada están priorizando el consumo eléctrico limpio. Nos aleja de poder cumplir con esos requerimientos”, sostuvo González.

El diseño actual de PEG-5 establece un bloque base de 700 MW con operación 24/7, un bloque de curva de 700 MW con ajuste horario, y una reserva de 150 MW. Según AGER, esta estructura favorece tecnologías térmicas, capaces de garantizar firmeza, pero desincentiva la competencia renovable.

Añade que las condiciones actuales de la licitación no diferencia tecnologías según sus atributos.

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El mercado eléctrico mayorista (MEM) de México atraviesa un momento de dinamismo, desde la consultora Admonitor destacaron que, tras varios años de desaceleración, hoy se observa un incremento en la capacidad de generación incorporada al sistema, derivado de inversiones recientes. No obstante, “estas inversiones apenas están subsanando el déficit energético acumulado durante los últimos seis años”, señalaron en diálogo con Energía Estratégica.

Desde la firma manifestaron que ven señales claras de apetito inversor en renovables, pero que el principal freno estructural es la falta de reglamentación secundaria que permita ejecutar la nueva Ley del Sector Eléctrico.

“Se tiene que invertir con una mayor aceleración para subsanar este déficit”, enfatizaron. Esta urgencia contrasta con la inacción normativa: aunque la Ley del Sector Eléctrico ya fue promulgada, los mecanismos que permitirían implementarla, como disposiciones administrativas y leyes secundarias, todavía no se han definido ni publicado. 

“Tenemos la ley, pero falta entender cómo se va a llevar a cabo”, explican. Entre los ejemplos más claros, mencionan la nueva normativa sobre almacenamiento, que exige a las renovables instalar el 30% de su capacidad en baterías con tres horas de duración para acreditar potencia firme. Sin embargo, “esto aún no está plasmado en el manual del mercado para el balance de potencia, por lo tanto, no se puede aplicar”, advierten.

Lo mismo ocurre con la generación distribuida. Aunque la ley permite solicitudes de interconexión de hasta 0.7 MW, en la práctica la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sigue respondiendo que solo se aceptan proyectos hasta 0.5 MW. Esto refleja una desconexión entre la normativa base y su aplicación operativa.

“Ya hay una dirección clara, pero todavía no definimos cuál es la hoja de ruta”, sostienen desde Admonitor. Las leyes secundarias estan prometidas para antes de fin de año, aunque reconocen que no hay certeza de que efectivamente se publiquen en esa fecha.

A pesar de estas limitaciones, el MEM continúa generando señales atractivas para el sector privado. Desde la consultora remarcan que el interés por desarrollar proyectos ha crecido notablemente: “el trabajo en estudios de perfectibilidad de interconexión se nos ha cuadruplicado en los últimos meses. Hay interés por construir centrales desde 50 MW a 300 MW”, aseguraron.

Los precios también incentivan este movimiento. “En promedio, rondan los 30 dólares por MWh, pero en regiones como la península superan los 100 dólares”, explicaron. Esto alienta a los acuerdos bilaterales de compraventa (PPAs), especialmente en zonas de precios bajos como Sinaloa o Sonora, donde los desarrolladores “buscan contratos privados para asegurar rentabilidad”.

Sin embargo, las restricciones técnicas también juegan en contra. En regiones como Oaxaca o el centro del país, la infraestructura de transmisión resulta insuficiente. “Se identifican refuerzos cada vez más costosos para poder interconectarse”, apuntan.

Como consecuencia, proyectos que antes requerían inversiones de 20 millones de pesos mexicanos en refuerzos hoy pueden demandar hasta 60 millones mexicanos. “A esto se suma la necesidad de instalar almacenamiento, lo que eleva aún más las barreras de entrada”, advierten desde Admonitor.

Ante este panorama, insistieron en la urgencia de reactivar las subastas de largo plazo. “Es un instrumento excelente que ya existe y no requiere ninguna modificación legal”, afirmaron. Los contratos PPA que surgen de estas subastas podrían cubrir hasta el 90% o 95% de la energía generada, facilitando el apalancamiento de nuevos proyectos.

“La administración pasada estaba más alejada del sector privado. En cambio, el discurso actual muestra un acercamiento, y eso se refleja en el Plan Nacional de Desarrollo”, destacaron.

De cara al corto plazo, subrayaron que “la demanda de energía está creciendo sostenidamente” y que esa necesidad deberá ser cubierta sí o sí, por el sector público o el privado. Pero para que eso ocurra, el marco regulatorio debe ofrecer certeza y viabilidad técnica.

“El mercado está en un buen momento, pero aún falta claridad en las reglas”, insistieron desde Admonitor.

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La generación distribuida en Argentina encuentra un nuevo impulso con la irrupción del modelo de alquiler solar desarrollado por SolarPower, que permite que el segmento residencial acceda a energía renovable sin necesidad de realizar una inversión inicial significativa. 

“Pensamos cómo cambiar la ecuación económica para que más gente pueda optar por esta tecnología”, sostuvo Ricardo Sarti, co-owner y lead project manager de SolarPower, en diálogo con Energía Estratégica. 

En su análisis, identifica tres grandes barreras históricas: regulación, precio de la energía y acceso al crédito. Para superarlas SolarPower desarrolló un modelo llave en mano que evita la compra directa del sistema y financia su instalación mediante una cuota mensual, expresada en UVAs, que es más baja que el ahorro generado en la factura eléctrica.

“El cliente no compra nada, solo paga una cuota mensual en UVAs, diseñada para ser menor al ahorro en su factura de luz. Mientras que el servicio comprende la instalación de un sistema on-grid completo, incluyendo monitoreo, mantenimiento, seguro y garantía de producción por un período inicial de cinco años, con renovación automática”, explicó, Sarti, remarcando que desde el primer mes ya se paga menos por el consumo eléctrico total.

A modo de ejemplo, el usuario paga una entrada inicial de entre el 10 y el 15% del valor del sistema, que cubre parte de la instalación y logística. Luego comienza a abonar la cuota mensual únicamente una vez que se encuentra operativo el medidor bidireccional, condición fundamental para habilitar la inyección de energía a red y maximizar el ahorro. 

El modelo apunta a optimizar el autoconsumo y permite una reducción del 60% al 70% en la factura eléctrica, con un ahorro neto del 25% al 30% anual luego de cubrir el pago mensual del sistema. 

Además, el contrato incluye desde el inicio una opción de compra, que se va reduciendo progresivamente porque una parte de la cuota mensual se descuenta del valor total del sistema. 

“Si se rompe algo, lo cambiamos. Si cae granizo, lo reponemos. Si no produce lo que prometimos, bonificamos la diferencia. Incluso antes de instalar, se realiza una medición técnica para verificar si vale la pena realizar la obra en función del sombreado de la propiedad”, afirmó el entrevistado. 

Con ello la compañía apunta especialmente a los hogares de clase media que históricamente quedaron fuera del alcance de la energía solar, al tiempo que destaca que el modelo no sólo apunta al beneficio ambiental, sino a resolver una necesidad concreta de ahorro económico inmediato.

Planes de expansión geográfica y desarrollo futuro

Actualmente, la propuesta de SolarPower se encuentra disponible únicamente en el Gran Buenos Aires, pero la compañía ya planifica su despliegue en otras provincias como Córdoba y Santa Fe a partir del próximo año, ampliando su alcance territorial con foco en zonas con alta concentración urbana y potencial de demanda residencial.

Al mismo tiempo, la empresa trabaja en ampliar su red de soluciones y generar alianzas dentro del sector. “Estamos abiertos a dialogar con el sector energético para nuevos proyectos. Trabajamos con una diversa variedad de soluciones fotovoltaicas y queremos seguir ampliando nuestro impacto”, co-owner y lead project manager de SolarPower

“No tratamos de prometer sustentabilidad al 2050. Venimos para que la gente ya empiece a pagar menos su factura de luz y contribuya al cambio climático desde ahora”, concluyó. 

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Durante la VII Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la CELAC celebrada en Bogotá, se consolidó una agenda regional que articula esfuerzos políticos, financieros y técnicos para acelerar la transición hacia fuentes renovables.

El mensaje central: la región avanza hacia una mayor integración eléctrica y necesita voluntad política firme para transformar el financiamiento disponible en infraestructura concreta.

Entre las principales conclusiones, la exviceministra de Energía de Colombia, Rutty Ortiz Jara, señala que «hay una alineación de los países en promover las renovables».

Esa convergencia se manifiesta tanto en proyectos de generación como en iniciativas de interconexión regional, y cuenta con respaldo activo del BID, OLADE y GIZ.

Estos organismos, que participaron de la cumbre, enfatizaron durante la primera jornada, que ya están llevando adelante programas para financiar y asesorar iniciativas nacionales y multilaterales que buscan acelerar la transición energética.

En diálogo con Energía Estratégica, Ortiz Jara considera que ese acompañamiento institucional debe ser catalizado por acciones concretas: la voluntad política es la condición habilitante para destrabar los cuellos de botella regulatorios, financieros y técnicos.

«Con voluntad, lo técnico, lo regulatorio e incluso lo financiero se resuelve», centencia y aclara que mientras haya decisiones de alto nivel, los restantes componentes se armonizarán con mayor facilidad.

Un ejemplo concreto es la interconexión Colombia-Panamá, que según Ortiz Jara, «vive un momento histórico». Los gobiernos de ambos países ya manifestaron su voluntad de avanzar, los reguladores comenzaron el trabajo conjunto y los bancos de desarrollo se sumaron al proceso.

La iniciativa también cuenta con el respaldo técnico de la empresa binacional conformada por ISA y ETESA, y Europa está compartiendo su experiencia en regulación y operación de redes regionales.

De concretarse, esta obra podría convertirse en un nodo estratégico que conecte los mercados eléctricos de Mesoamérica y Sudamérica.

Cabe recordar que esta interconexión entre Colombia y Panamá ha estado en carpeta desde principios de los 2000, pero encontró numerosos obstáculos técnicos, financieros y geopolíticos.

Para el sector eléctrico, representa una oportunidad clave de integración continental que permitiría una mayor estabilidad del sistema, optimización de recursos renovables y comercialización transfronteriza de energía limpia.

En este sentido, la ex funcionaria reconoce el «avance del mercado y la gobernanza de Centroamérica y los pasos que han definido para fortalecerse», lo cual abre oportunidades para escalamiento regional.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de nueve empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes al artículo 157 del reglamento.

Finalmente se realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación.

Tucapel Energía fue la empresa que propuso el mayor número de ofertas, con diez postulaciones para ampliaciones y adecuaciones en estaciones como Valdivia, Chocalán, Mandinga, Loreto, Ligüeimo, Fátima, Candelaria, El Salto y Victoria.

Le sigue el Grupo Saesa, con seis ofertas para obras en Cerro Navia, Valdivia, Picarte y El Salto. A continuación, Changshu Fengfan Power participó con seis ofertas para proyectos en San Isabel, Molina, San Clemente y Punta de Cortés.

PowerChina presentó tres ofertas, mientras que Kipreos compitió con cuatro proyectos que contemplan adecuaciones y ampliaciones en Cardones, El Salto y Linares.

Ingesat SPA registró dos propuestas. En tanto, Engie Energía Chile, Elecnor Chile y Syncore presentaron una oferta cada una.

Durante la ceremonia se verificó la correcta carga y desbloqueo de documentos por parte de los proponentes. 

“Las ofertas técnicas y administrativas fueron desbloqueadas según lo programado, y todas fueron presentadas correctamente, tanto en cantidad de documentos como en su disponibilidad para evaluación”, aseguró Néstor Espinoza Martínez, jefe del Departamento de Licitaciones.

Cabe destacar que este acto no implica evaluación de contenido, sino la constatación formal de cumplimiento documental, lo cual constituye una etapa preliminar antes del análisis técnico y económico.

Esta semana el Coordinador emitirá el acta de apertura de ofertas, que se publicará en el sitio web institucional y detallará los documentos recibidos y circunstancias relevantes del proceso.

La ceremonia de apertura de ofertas económicas está programada para el 1 de octubre de 2025, fecha en la cual se conocerán las propuestas financieras de los licitantes.

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Con un mercado global marcado por la creciente participación de renovables, los desafíos de estabilidad de red y el riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, los sistemas de almacenamiento con baterías BESS (Battery Energy Storage System) se consolidan como una herramienta crítica para sostener la transición energética y cada vez más compañías presentan innovaciones.

En América Latina el almacenamiento BESS ya supera los 1.560 MW de capacidad, con países como Chile, México y Brasil a la cabeza. En Europa se alcanzaron los 61,1 GWh de capacidad instalada de BESS, con la incorporación de 21.9 GWh durante el 2024. Según SolarPower Europe para 2025 se espera un crecimiento del 36%, alcanzando los 29.7 GWh de nuevas instalaciones. Alemania, Reino Unido e Italia son los países que lideran el mercado, pero con la aparición de otros actores que buscan posicionarse como Austria y Suecia, y España que está a la espera de la regulación del mercado de capacidad para poder avanzar.

En este escenario, empresas como Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power presentan soluciones tecnológicas avanzadas que no solo buscan eficiencia operativa, sino también responder a un ecosistema que exige mayor flexibilidad, inteligencia y resiliencia. 

Todos estos lanzamientos estarán presentes en el PV Book de Energía Estratégica, un catálogo digital estratégico para fabricantes, distribuidores e integradores del sector fotovoltaico y de almacenamiento. Esta herramienta centraliza información técnica clave de módulos, inversores, baterías y trackers, permitiendo a las empresas posicionarse en un entorno competitivo y globalizado.

Huawei refuerza su oferta con dos sistemas que apuntan a mercados diferenciados. El modelo LUNA2000-4.5MWH-2H1 está orientado a utility scale y ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies y tiene una potencia de 2236 kW con carga/descarga 0,5 C. Opera a temperaturas de entre -30 °C y 55 °C y a una altitud de hasta 4.700 metros, gracias a un sistema de refrigeración líquida optimizado. 

El producto combina ultra seguridad, estabilidad nativa, O&M inteligente y mayores ingresos. El sistema logra una eficiencia de conversión del 90,3 %, integra protocolos de comunicación como Modbus TCP y cumple con estándares como IEC62619 y UL9540A.

Para el segmento comercial e industrial, la firma lanza el modelo LUNA2000-215-2S10. Con 215 kWh útiles y eficiencia del 91,3 %, destaca por su capacidad de profundidad de descarga del 100 % y su sistema de enfriamiento híbrido líquido-aire, que permite un ahorro de hasta el 30 % de energía auxiliar. La batería está diseñada para responder a necesidades tropicales como los mercados caribeños, ya que  puede operar a temperaturas de  -30 ℃ a 55 ℃ y 4 000 m. Su arquitectura permite una instalación rápida plug and play y gestión remota en segundos.

CLOU ESS, por su parte, introduce dos versiones del sistema Aqua-C2.5S, ambas con una capacidad de almacenamiento de 5.015 kWh y equipadas con celdas LFP de 3.2V/314Ah. El modelo Aqua-C2.5S-5015-2500-2h ofrece una potencia nominal de 2.500 kW para aplicaciones de descarga rápida en dos horas, mientras que el Aqua-C2.5S-5015-1250-4h se orienta a descargas prolongadas de cuatro horas con una potencia de 1.250 kW. Ambas versiones cuentan con sistema de refrigeración líquida inteligente, un nivel de ruido inferior a 75 dB(A) y operan en un rango de temperatura de -30 °C a 50 °C, lo que las convierte en soluciones robustas para ambientes industriales exigentes.

Además, lanza el NEPCSH-5000-MV, un sistema de conversión de energía de 5.000 kVA, con capacidad de sobrecarga de hasta el 120 % y comunicación vía protocolos IEC 61850 y Modbus.

La compañía presenta uno de sus casos de éxitos en el PV Book, la  implementación en la central eléctrica de Haifeng, China, con un sistema de modulación de frecuencia automática (AGC) de 30 MW/15 MWh. En operación desde 2019, ha completado más de 9.600 ciclos equivalentes y superado los 139 GWh de carga acumulada.

 “La planta funciona sin incidentes desde su puesta en marcha y ha logrado una eficiencia superior al promedio del sector”, informan desde CLOU. La arquitectura modular y el uso de control basado en Máquina Síncrona Virtual permiten a la planta ofrecer soporte de frecuencia y estabilidad de voltaje, cumpliendo con los estándares más exigentes del mercado chino. 

En cuanto a lo técnico el sistema posee 15 sistemas de baterías CLOU de 2MW/1MWh cada una, 15 transformadores de media tensión de 2MW, 2 anillos de distribución eléctrica de 14MW y 16MW respectivamente y un sistema de control centralizado, desarrollado por CLOU, que gestiona la operación global de la planta.

Por otro lado, SAV Digital Power Technologies, especializada en soluciones C&I, lanza dos productos principales: el S1 (100 kW/200 kWh) y el L1 (28 kW/57 kWh a 57 kW/114 kWh). Ambas soluciones se caracterizan por una eficiencia superior al 91 %, un sistema de extinción de incendios de dos niveles, monitoreo remoto, y una huella mínima de instalación de apenas 1,2 m² por unidad.

 “La modularidad y la conexión en paralelo del S1 lo hacen ideal para grandes usuarios industriales”, aseguran desde SAV. En tanto, el L1 se presenta como una solución integral: conexión directa a paneles solares, respaldo ante cortes de red y compatibilidad con carga de vehículos eléctricos.

La firma refuerza su propuesta con una plataforma de gestión energética basada en inteligencia artificial, que permite control térmico, carga ultrarrápida y estrategias de consumo fotovoltaico eficiente. “Nuestros productos empoderan a cada cliente con energía limpia e independiente”, resumen desde la empresa.

En ese contexto, la innovación tecnológica, la escalabilidad y la capacidad de integración que presentan estos nuevos sistemas de Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power marcan un punto de inflexión en la madurez del almacenamiento energético. Estas soluciones formarán parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países, facilitando el acceso a información crítica para tomadores de decisiones del sector energético.

El catálogo digital, con interfaz intuitiva y dinámica, permite comparar especificaciones técnicas entre productos y ofrece datos confiables, actualizados y adaptados a las necesidades de planificación de infraestructura energética. Su formato digital multilingüe y multiregional la convierte en una referencia clave para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y especialmente para ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas en almacenamiento energético a nivel global.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

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Guatemala avanza en el desarrollo de su estrategia nacional de hidrógeno verde, a pesar de no contar todavía con un marco regulatorio, incentivos económicos ni legislación específica. La iniciativa es liderada por el Ministerio de Energía y Minas, con un rol clave de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y el apoyo de la cooperación internacional.

Las definiciones surgieron en el panel “Impulsando el desarrollo del hidrógeno verde en Guatemala”, organizado por Medialab de la Universidad Galileo, donde distintos referentes del sector público, privado y de cooperación internacional debatieron sobre los próximos pasos del país.

La hoja de ruta nacional para el hidrógeno verde está siendo elaborada junto a la Cooperación Alemana (GIZ) y el Banco Mundial.

“Tenemos claro que es necesario establecer metas, líneas base y proyectos piloto para determinar las condiciones locales y regionales”, expresó César López, miembro de H2Guate, una organización que articula el sector privado y académico en este proceso.

Uno de los principales desafíos del país es la ausencia de incentivos fiscales o normativos, que dificultan la inversión en proyectos relacionados con esta tecnología, aunque sí perciben voluntad por entender, diagnosticar y planificar el desarrollo del hidrógeno.

Este diagnóstico incluye el potencial de Guatemala como generador renovable —tanto hidroeléctrico como solar y eólico— y sus posibles aplicaciones industriales y de exportación. Y según López, “es importante que el gobierno no trabaje solo, y que seamos capaces de generar un ecosistema que incluya todos los actores relevantes”.

Coordinación, aprendizajes regionales y próximos pasos

El diseño institucional para el desarrollo del hidrógeno verde aún está en proceso de construcción. Hasta el momento, no hay un ente rector específico ni una ley que regule la actividad. Sin embargo, se están dando pasos importantes desde el punto de vista técnico y de cooperación.

“La hoja de ruta es el punto de partida para establecer una visión de largo plazo y atraer financiamiento internacional”, aseguró el representante de H2Guate.

Guatemala busca aprender de experiencias regionales, como la de Brasil, donde se han desarrollado más de 130 proyectos vinculados al hidrógeno verde, muchos con proyección exportadora hacia Europa y América Latina.

“Observamos lo que hace Brasil, Chile y Colombia. Hay lecciones importantes en cómo estructurar institucionalmente el mercado y generar confianza en los inversionistas”, indicó el especialista.

Una de las metas de la hoja de ruta es establecer proyectos piloto que permitan evaluar aplicaciones concretas del hidrógeno en Guatemala, ya sea en movilidad, procesos industriales o generación eléctrica. Para ello, será clave el acceso a financiamiento y la disponibilidad de datos confiables sobre la capacidad renovable del país.

A pesar del entusiasmo, el contexto actual limita la ejecución de proyectos concretos, ya que no se darían las condiciones habilitantes claras para proyectos de hidrógeno. No obstante, el integrante de H2Guate destacó que el proceso en marcha permite construir esas condiciones, de manera que se encuentran en «etapa fundacional» y ya desarrollan una hoja de ruta nacional en diálogo con actores internacionales.

En paralelo, se están generando espacios de discusión técnica con universidades y cámaras empresariales, con el objetivo de difundir el conocimiento y preparar capacidades locales.

“Necesitamos formar talento humano y preparar a los sectores productivos para entender las oportunidades del hidrógeno”, sostuvo.

En suma, aunque Guatemala aún no cuenta con leyes ni incentivos, se posiciona en la región como un país que da sus primeros pasos firmes hacia una economía del hidrógeno. Con el respaldo de la cooperación internacional, el liderazgo de sus instituciones energéticas y la articulación con el sector privado, el país se alista para definir su rol en la transición energética de Centroamérica.

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Con la vista puesta en las elecciones presidenciales del 16 de noviembre de 2025, el candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario, Johannes Káiser, plantea una transformación profunda del sistema energético. 

El eje del programa se basa en una liberalización del mercado eléctrico, apostando por contratos bilaterales en condiciones más favorables que las actuales, que permitan reducir tarifas de los usuarios finales , con el objetivo de que Chile siga siendo un país competitivo y atractivo para las inversiones en el sector. 

“El modelo está diseñado para que los sectores productivos tengan acceso a un insumo barato y así competir en un mercado globalizado”, explicó Miguel Iglesias, CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

“Es increíble la diferencia de tarifas entre el mercado regulado y el libre; este último puede ser entre 20 y 30% más barato”, agregó en conversación exclusiva con Energía Estratégica.

En esa línea, el plan contempla el uso de contratos privados con precios estables, por ejemplo que, a partir de la implementación de sistemas de almacenamiento BESS, el precio ronde entre USD 40 y 50 por MWh durante el día, que permitan cubrir precios de tarde o noche de USD 60 a 70 por MWh, sin depender del spot, que hoy puede superar los USD 90. 

Uno de los puntos centrales del plan es reformar el marco normativo que frena las inversiones energéticas. Iglesias apunta directamente contra la demora en la permisología y diversas instancias que retrasan los proyectos como por caso los recursos de protección incluso cuando las comunidades ya tuvieron instancias para opinar, lo que genera un escenario ambiguo que frena la ejecución.

“La base del programa es que se construyan los proyectos lo más rápido posible y al menor precio posible para tener energía lo más barata posible para la comunidad y desde el equipo de gobierno contar con el compromiso de destrabar todas las distintas trabas y complicaciones que existen actualmente en la regulación para facilitar las inversiones”, sostuvo Iglesias. 

El programa también critica la propuesta de Cargo FET que planteó el ministro de Energía actual, Diego Pardow, para que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien la ampliación de los subsidios eléctricos a través de un eventual cargo de compensación, el cual fue rechazado por el Senado pero que se espera que el Ejecutivo insista sobre el tema. 

“El actual gobierno propuso cambios de regla a los PMGD, buscando expropiar el 30% de sus ingresos para pagar subsidios. Es cierto que hubo un mal cálculo en el precio estabilizado, pero se debe resolver de otra manera, con mercado, liberando el sector, o también con cuenta pública, nunca fijando un valor arbitrario y expropiación de ingresos”, apuntó el CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

Además, el equipo del candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario cuestionó la política tarifaria del Gobierno de Gabriel Boric, especialmente por no haber afrontado la deuda acumulada con las distribuidoras, que según el especialista, asciende a más de USD 6.000 millones, que debía cubrirse con fondos de la cuenta pública.

“Pardow no encontró nada mejor que desconocer esta deuda, cuando inicialmente estaba previsto que se pagara con recursos públicos”, denuncia el asesor energético. Para el equipo libertario, esta decisión generó alzas tarifarias inevitables y pérdida de confianza en el sector.

La propuesta de Káiser también contempla una matriz energética diversa, donde convivan distintas tecnologías con precios competitivos. Iglesias destaca la importancia de contar con una buena oferta para mantener costos spot bajos y contratos de largo plazo a buen precio, que posteriormente se trasladen a los usuarios finales, a la vez que generen empleo en la población. 

Generación distribuida sin trabas y con modelos ESCO

Uno de los pilares de la propuesta es el impulso a la generación distribuida (hoy en día la capacidad netbilling asciende a 359 MW), especialmente a través de modelos ESCO (Energy Service Companies), sin subsidios ni restricciones regulatorias, que permiten a usuarios industriales y residenciales acceder a tecnología sin necesidad de inversión inicial. “

“Es el mejor ejemplo para potenciar la GD, no ponerle ningún tipo de regulación ni traba a los modelos de generación distribuida, sobre todo a los modelos ESCO, porque es el mejor ejemplo de que el mercado solo resuelve, financia, instala y genera una mejora”, concluyó Iglesias. 

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El sector energético mexicano enfrenta una situación crítica debido al crecimiento de la demanda y las limitaciones en infraestructura. Especialistas advierten que, sin subastas a largo plazo ni reglas claras de despacho, las inversiones en renovables no avanzan al ritmo que el sistema eléctrico requiere, lo que compromete la posibilidad de construir una matriz energética resiliente y diversificada.

“Es indispensable que se reactiven las subastas a largo plazo. Hoy los cambios regulatorios y la incertidumbre jurídica pueden representar una barrera al desarrollo de las inversiones en proyectos de energía limpia”, señaló Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

“México necesita inversión, pública y privada, para poder cubrir la demanda”, agregó, pero para que la iniciativa privada participe, aclaró, “debe haber un marco regulatorio claro y de largo plazo”, junto con reglas operativas previsibles. 

Pese a las restricciones actuales, Abad considera que existen caminos viables para acelerar los procesos. “Todo esto puede ser solventado con equipos sólidos de Relaciones con Gobierno y Asuntos Regulatorios”, aseguró, y explicó que, bien gestionados, “estos equipos han demostrado en diversos proyectos que pueden reducir los tiempos de obtención de permisos hasta en un 40%”.

Para la especialista, establecer una buena relación con los diferentes stakeholders es determinante. “Todos los estados quieren garantizar la inversión y la seguridad energética de su población y sus industrias, la federación lo mismo. Hoy tenemos reglas más claras, pueden gustarnos o no, pero sabemos en qué tablero estamos jugando, y eso siempre es una ventaja», enfatizó.

Una de las regulaciones que espera el sector es la legislación secundaria del sector eléctrico, la cual también permitirá a la Ley del Sector Eléctrico que el Estado por medio de inversiones con Contratos Mixtos,  Asociaciones Público Privadas o Prestación de Servicios y proyectos de inversión financiada, puedan desarrollar los proyectos necesarios para ampliar la red de transmisión. Sin embargo, manifestó que es necesario esperar para ver qué se publica finalmente.

El desbalance entre oferta y demanda es uno de los problemas críticos que enfrenta el país. Según datos del CENACE, la demanda eléctrica en México crece a un ritmo del 2,9% anual, mientras que ni la generación ni la transmisión logran seguirle el paso. En 2023, la demanda fue de 351.000 GWh y se proyecta que llegará a 435.000 GWh en 2030.

Recientemente el gobierno federal señaló que el margen de reserva eléctrica aumentará de 6% en 2024 a 10% en 2025, lo que permitiría hacerle frente a la falta de energía y apagones. Además, la Secretaría de Energía lanzó la Estrategia para el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional y para la atención a la demanda, que prevé coordinación entre los diferentes órganos del sector y seguimiento a los mantenimientos programados de las centrales, reforzamiento de transmisión y distribución por parte del Estado en zonas de mayor vulnerabilidad.

Pese a las tensiones que enfrenta el sistema eléctrico mexicano, Abad Contreras apuntó que el momento es una oportunidad: “Podemos seguir trabajando junto con las asociaciones, las autoridades y las comunidades para llegar a acuerdos consolidados”. La clave, insistió, está en ofrecer certidumbre a los inversores.

“Hoy se ve claramente un giro de timón, con el que se puede trabajar mano con mano con las autoridades federales y estatales”, observó, al destacar que la Secretaría de Economía, la Secretaría de Energía y la Banca de Desarrollo Nacional actúan de manera más coordinada para fomentar inversiones.

Si bien el país experimentó una evolución de las renovables con caídas de los costos que igualan, o hasta superan a la baja, a los de las tecnologías convencionales, hay un retraso en el cumplimiento de los compromisos. . El objetivo de alcanzar un 35% de generación eléctrica renovable (contnado hidroeléctricas con 12.6 MW en su mayor parte)  para 2024 se encuentra lejos: hoy solo se ha logrado un 29%. “El problema no es solo generar más energía renovable”, adviertió Abad, “sino garantizar la transmisión de la misma”.

Bajo ese marco, la especialista propuso una hoja de ruta para la modernización de las redes eléctricas: construcción de nuevas líneas de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, digitalización del sistema con Smart Grids, almacenamiento eficiente y mantenimiento riguroso de líneas actuales. A esto se suma la interconexión de las penínsulas de Baja California y Yucatán, históricamente vulnerables.

Ese diagnóstico técnico se complementa con un conjunto de medidas estratégicas que, según Abad Contreras, permitirían transformar el sistema eléctrico mexicano de forma estructural. Entre ellas, destacó la reactivación de la flexibilidad operativa mediante la integración de almacenamiento, generación distribuida y la modernización del despacho con sistemas inteligentes.

A ello se suma la necesidad de habilitar mecanismos que faciliten la participación de inversión privada en la expansión de infraestructura de transmisión y distribución, consolidar los esquemas de autoconsumo interconectado y fortalecer la seguridad jurídica mediante procesos de conciliación internacional que garanticen la ejecución y pago de los proyectos comprometidos.

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Uruguay entra en una nueva etapa de planificación energética en la que el sector privado aguarda por señales concretas para garantizar la expansión del sistema de generación. Las empresas que invirtieron años atrás, responsables de transformar la matriz hacia más de 90% de generación renovable, enfrentan el vencimiento progresivo de sus contratos PPA. 

Por lo que desde la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) plantearon la importancia de discutir a tiempo cómo revalorizar esos activos y garantizar nuevas licitaciones competitivas.

“Hay contratos PPA que ya están casi a la mitad de cumplimiento y estamos analizando qué sucede luego de que terminen. Es decir, cómo esos activos le seguirán agregando valor al sistema luego del año N°20”, indicó Martín Bocage, presidente de AUGPEE, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para ello se destacan dos caminos posibles: extender los contratos existentes o habilitar un mercado mayorista más profundo, en el que los proyectos puedan vender la energía sin necesidad de estar contratados directamente por UTE.

“Lo ideal sería no llegar a último momento con este tema sin resolver, sino cuanto antes se haga, más valor tendrá el sistema”, manifestó el entrevistado. Y en ese sentido, ya comenzaron los primeros acercamientos con autoridades para analizar mecanismos que permitan preservar la infraestructura y los costos de conexión ya asumidos.

En paralelo, el sector espera definiciones claras del Gobierno sobre cómo se incorporará la nueva demanda estimada en los planes energéticos. 

Para Bocage, esto debe decirse a través de esquemas abiertos y competitivos: “Esperamos ver sistemas competitivos, licitaciones donde los precios sean transparentes y donde la empresa nacional luego tome esos precios para construir parte de la capacidad adicional”, indica.

Aunque la nueva administración todavía no ha emitido señales oficiales (arribó al gobierno este mismo 2025), desde la Asociación consideran fundamental que esas definiciones se hagan pronto, especialmente para garantizar el suministro a la demanda regulada, a fin de que los usuarios tengan mejores precios de la energía que consumen. 

“No tengo duda que habrá mucha competencia si se lanzan nuevas licitaciones, como lo hubo en 2010. Además hay empresas que operan hace más de 10 años en el país y que han tomado experiencia, que sumado a la baja de costos de la tecnología, probablemente permitan precios más competitivos, a la par que Uruguay es un país que atrae inversores por su estabilidad y por su respeto a la regla de juego”, subrayó el presidente de AUGPEE. 

“Uruguay ha logrado una reducción en el costo nivelado de la energía para el abastecimiento de la demanda, incluso hasta prácticamente la mitad si se compara la etapa pre-renovable con post-renovables”, enfatizó. 

Tal es así que según un informe de EXANTE, presentado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, el costo unitario cayó de 𝗨𝗦$ 𝟲𝟰 𝗮 𝗨𝗦$ 𝟰𝟰 𝗽𝗼𝗿 𝗠𝗪𝗵 entre los períodos 2007-2011 y 2015-2024 (valores reales), gracias al ingreso masivo de energía eólica, solar y biomasa. 

Mercado libre de energía: barreras por peajes y falta de profundidad

Uno de los puntos críticos que también destaca el sector privado es la estructura de costos en el mercado libre de energía, dado que una barrera está vinculada a los peajes, lo que se paga por transmisión o distribución, lo que limita la posibilidad de establecer una competencia real.

Esta situación preocupa especialmente por la llegada de consumidores de gran escala, como datacenters o industrias relacionadas al hidrógeno verde, que buscan precios de energía lo más bajos posibles. 

“Tenemos que resolverlo pensando en las potenciales nuevas inversiones que hay, que estarían viniendo o que estamos compitiendo para captar como país”, advirtió Bocage. 

Para el sector, resolver este punto no solo permitirá mejorar la competitividad de la energía local, sino también abrir nuevas oportunidades para proyectos que no queden contratados tras el vencimiento de los actuales PPA. 

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Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.

Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.

Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.

Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.

Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.

Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.

Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.

Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.

El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.

Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.

Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.

Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.

“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.

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Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.

“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.

Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.

En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.

La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.

Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.

Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.

Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo que reemplaza al antiguo certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura. 

«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.

El aspecto financiero es otro desafío crítico.  “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).

Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.

 Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y  potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.

La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.

“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.

Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.

Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.

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Ante la posible salida de Iberdrola en México, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo aseguró que el país mantiene condiciones claras y seguras para la inversión privada en generación eléctrica, con el 46% del mercado aún disponible para actores no estatales.

Durante su conferencia matutina del 24 de julio, Sheinbaum fue consultada por rumores que indican que la empresa española habría contratado a Barclays, compañía financiera, para vender 15 plantas, principalmente de energías renovables, por unos 4.700 millones de dólares. La presidenta reconoció que es información no fue confirmada aún y señaló que “la Secretaría de Energía informó que Iberdrola tenía una serie de inversiones que quería hacer en México”.

Si bien Iberdrola aún no ha emitido comentarios oficiales sobre la operación, la venta prevista incluiría activos de ciclo combinado y plantas renovables distribuidas en 12 estados, lo que marcaría una salida total de la firma, históricamente una de las más activas en el país. Según los rumores, la empresa estaría reorientando sus inversiones hacia mercados con marcos regulatorios más estables, como Estados Unidos y Reino Unido, apostando por la digitalización de redes y proyectos de transición energética.

Ante este escenario, Sheinbaum advirtió que, de confirmarse la salida, no está vinculada a la certeza jurídica. «La inversión privada en generación eléctrica es viable, está muy claro cuáles son las reglas actuales para que puedan desarrollarse, lo que pedimos es que las sociedades de autoabasto se pongan en regla”, declaró. 

Además, la mandataria enfatizó en que el modelo mexicano permite a los privados generar energía y venderla tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como al mercado eléctrico mayorista, en un marco que prioriza la incorporación de tecnologías limpias: “Hay cerca de 6000 MW en donde pueden generar eso. Y la Secretaría de Energía está abriendo todos los mecanismos para que eso sea posible”, puntualizó.

Cabe recordar que a principios de 2024, durante el gobierno de López Obrador se adquirieron 13 plantas de la energética española por 6.200 millones de dólares, la transacción fue celebrada por el entonces presidente como una “nueva nacionalización” del sector. Sobre esto, la actual mandataria aseguró: “Se compraron para que CFE tuviera el 54% de la generación eléctrica, no es solamente un asunto de convicción, es por la estabilidad del sistema eléctrico nacional”.

Consultada sobre la posibilidad de que el Estado repita la operación de 2024 y adquiera las plantas en venta, Sheinbaum aclaró que “no lo tenemos contemplado, pero tampoco niego que pudiera plantearse una posibilidad”.

Uno de los temas de mayor tensión ha sido el sistema de sociedades de autoabasto, que Sheinbaum califica de ilegales aún con las reformas energéticas de gobiernos anteriores: “Una cosa es el autoabasto propio. Pero es muy distinto que pongas generadores eólicos en el sureste y le vendas energía a una tienda en Nuevo León usando las líneas de la CFE y pagando muy poco por ello”, aclaró.

Ya en 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador había anticipado la necesidad de renegociar los contratos de autoabasto, señalando que su origen burlaba el mandato constitucional que reservaba la generación al Estado. Fue este modelo el que sustentaba gran parte de la operación de Iberdrola en el país.

La presidenta actual aseguró que van a investigar si la información es certera y concluyó: “Hay muchas empresas que tienen deseos de seguir participando en la generación eléctrica en México”.

Proyectos históricos y desinversión: de pionera en subastas a retirada

La historia de Iberdrola en México no es menor. Desde su llegada, la compañía invirtió más de 5.000 millones de dólares en el país y operó instalaciones en al menos 12 estados.

En 2017, fue la primera empresa privada en participar como compradora en una subasta de largo plazo, un paso inédito que, en su momento, marcó su compromiso con la liberalización del sector eléctrico. Además, llegó a operar capacidad instalada cercana a los 9000 MW a través de centrales de ciclo combinado, fotovoltaicas y eólicas.

En 2023, Iberdrola también anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para un proyecto solar en Nuevo León, aunque tras la venta masiva de activos en 2024, ese tipo de anuncios desaparecieron de su portafolio público.

Actualmente, Iberdrola México dispone en el país una capacidad instalada de más de 2,6 GW, a través de seis parques eólicos, tres parques fotovoltaicos y seis centrales de cogeneración y ciclo combinado. La posible venta significaría una fracción significativa del 45% restante que mantenía en el país, lo que en efecto podría ser interpretado como su retiro definitivo del mercado mexicano.

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América Latina y el Caribe han instalado 2,5 GW en sistemas de almacenamiento energético hasta junio de 2025, de acuerdo con una nota técnica publicada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Esta cifra, que incluye diferentes tecnologías, tiene un componente dominante: el 60% corresponde a sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems).

“Las baterías de ion-litio son la tecnología más implementada, debido a su modularidad, disponibilidad en el mercado y facilidad de instalación”, se detalla en el documento.

En este escenario, Chile lidera la región con más de 1005 MW de capacidad BESS en operación. A este volumen se suman cinco sistemas actualmente en pruebas, que representan otros 571 MW de potencia y 2378 MWh de energía almacenada. Entre los proyectos más ambiciosos destaca el “Oasis de Atacama”, de Grenergy, con una proyección de 11 GWh de almacenamiento.

A continuación, Brasil ocupa el segundo puesto con 171,25 MW de BESS en operación. Según datos de la consultora Greener, en 2024 el país incorporó 269 MWh adicionales, lo que implicó un crecimiento del 29% interanual. Gran parte de esta capacidad abastece sistemas aislados, especialmente en regiones con difícil acceso a la red.

México, El Salvador y Argentina también muestran avances importantes, con 192 MW, 64 MW y 17,5 MW respectivamente. Al mismo tiempo, otros países como Honduras, Perú y República Dominicana han dado pasos iniciales, insertándose en una tendencia regional que se acelera.

El rol estratégico del almacenamiento y sus desafíos

Aunque los números aún estén lejos de los grandes mercados internacionales, los proyectos en funcionamiento ya evidencian su valor estructural.

“El almacenamiento permite suavizar curvas de generación, desplazar carga y ofrecer servicios como regulación de frecuencia o arranque en negro”, explicó Medardo Cadena, autor del informe y asesor del Secretario Ejecutivo de OLADE.

Además de los beneficios técnicos, el almacenamiento contribuye a reducir la dependencia de combustibles fósiles, mejorar la eficiencia operativa y posponer inversiones costosas en infraestructura eléctrica.

En palabras de Cadena, “se trata de una herramienta estratégica que permite transformar los sistemas eléctricos en estructuras más sostenibles y resilientes”.

Sin embargo, los desafíos son múltiples. El primero es regulatorio: en numerosos países, aún no se define si el almacenamiento debe clasificarse como generación, consumo, transmisión o un servicio independiente. A esto se suma la ausencia de mecanismos que reconozcan económicamente los servicios prestados, lo que representa una barrera para el financiamiento privado.

“La falta de reglas claras y estables genera un entorno de alto riesgo e incertidumbre para los inversionistas”, se advierte en el documento.

Por otro lado, los altos costos de capital (CAPEX), la necesidad de adaptar redes eléctricas y la escasez de programas de incentivo específicos limitan la escalabilidad de la tecnología en varios mercados. Frente a este escenario, OLADE recomienda implementar marcos normativos claros, impulsar la inversión en I+D, y promover esquemas de financiamiento innovadores.

En cuanto a la diversificación tecnológica, el documento señala que, si bien los BESS dominan actualmente, otras alternativas cobran fuerza. El almacenamiento por bombeo hidráulico representa aproximadamente el 40% del total instalado en la región, con presencia significativa en Argentina y Brasil. También se exploran tecnologías emergentes como el almacenamiento térmico, el hidrógeno verde y sistemas gravitacionales, aún en etapas iniciales.

Por último, se anticipa un crecimiento sostenido en proyectos híbridos que integren almacenamiento con generación solar o eólica, así como una expansión del modelo descentralizado, especialmente en áreas rurales, insulares o no interconectadas.

“Estas experiencias han abierto el camino para nuevos modelos de negocio, esquemas de financiamiento y reformas regulatorias”, subraya Cadena.

De cara al futuro, la región necesita consolidar una visión estratégica compartida que articule al sector público, la iniciativa privada y los organismos multilaterales.

Tal como sostiene Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo de OLADE, “la integración del almacenamiento debe ser una prioridad si se desea avanzar hacia una transición energética justa y efectiva”.

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La falta de acceso a crédito ha sido una de las barreras más significativas para el desarrollo de proyectos solares en Colombia, incluso cuando estos ya cuentan con viabilidad técnica.

En este contexto, Asomicrofinanzas, Bancóldex, el Fondo Nacional de Garantías y la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) firmaron un memorando de entendimiento para facilitar la financiación de iniciativas de autogeneración y generación distribuida, principalmente en zonas con necesidades energéticas apremiantes y potencial productivo.

El acuerdo pone especial atención en las microempresas, que representan cerca del 90% del tejido empresarial colombiano y que, por lo general, operan con recursos limitados en sectores como el comercio, la agricultura y los servicios.

Este tipo de proyectos energéticos puede significar una reducción sustancial de costos operativos y un aumento en su competitividad, particularmente en áreas rurales o con infraestructura eléctrica deficiente.

Contempla la financiación de proyectos de hasta 2 MW, sin una capacidad mínima establecida, y sin requerimientos obligatorios de almacenamiento.

“Lo importante es que el proyecto cumpla con la normativa y las especificaciones requeridas”, aclaró el presidente de ACOSOL, Miguel Hernández.

Esto implica, por ejemplo, que las instalaciones deben ajustarse al Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), así como a las disposiciones vigentes sobre autogeneración y generación distribuida en Colombia, sin que sea obligatorio incorporar almacenamiento u otros componentes adicionales.

En diálogo con Energía Estratégica explica que el acuerdo establece un modelo de colaboración entre entidades públicas y privadas, en el que los recursos serán provistos por Bancóldex, las garantías por el Fondo Nacional de Garantías y la banca tradicional actuará como canal de desembolso, pero con requisitos previamente filtrados.

La iniciativa, conocida como ‘Alianza solar por la transición energética’, se alinea con el objetivo nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030, conforme a la Ley de Acción Climática.

¿Cuáles son los detalles del financiamiento?

El próximo 29 de julio, Bancóldex compartirá con los afiliados de ACOSOL las primeras líneas de crédito disponibles. A partir de esa fecha se conformarán mesas técnicas para diseñar nuevas líneas de financiamiento más adaptadas a los perfiles de usuarios.

“Con la firma de este acuerdo damos inicio a la socialización y a partir de ahí conformaremos mesas técnicas que nos permitan diseñar esquemas más eficaces y accesibles de financiación”, describió Hernández.

¿Dónde se aplicará este programa?

El acuerdo tiene como alcance todo el territorio nacional. Serán priorizadas aquellas zonas con alta vulnerabilidad energética y potencial productivo, que serán el foco de las estrategias de despliegue y capacitaciones técnicas lideradas por ACOSOL.

Regiones como la Costa Caribe, los Llanos Orientales y el suroeste colombiano enfrentan altos niveles de interrupciones en el suministro eléctrico, por lo que la energía solar puede representar una alternativa descentralizada, sostenible y resiliente que potencie el desarrollo productivo local.

La articulación entre el sector solar, el ecosistema financiero público y las entidades microfinancieras marca un precedente en Colombia. Este modelo de cooperación busca derribar obstáculos históricos y podría convertirse en referencia regional para replicar en otros países de América Latina.

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La Provincia de Buenos Aires impulsa la expansión del Plan de Generación Distribuida Solar con cinco nuevos proyectos en las localidades de Pipinas (Punta Indio), 16 de Julio (Azul), Pehuen-Co (Coronel Rosales), San Cayetano y Alberti.

Hoy, 25 de julio el Programa de Incentivo a la Generación Distribuida (PROINGED) realizará el llamado a licitación para la instalación de cinco nuevos parques solares fotovoltaicos en el marco del Plan de Generación Distribuida Solar, implementado conjuntamente por la Subsecretaría de Energía del Ministerio de Infraestructura y el Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA), en un trabajo conjunto con la la Dirección Provincial de Energía para la identificación y selección de las nuevas locaciones.

Los nuevos parques proyectados abarcan potencias que van de 300 kWp a 1 MWp, de los cuales San Cayetano y Pehuen-Co incluirán además acumulación en banco de baterías de litio, dada las particularidades de sus demandas que implican atención de picos de consumo en horarios nocturnos. 

Estos nuevos parques solares se sumarán a los 26 que ya se encuentran en funcionamiento en diferentes puntos de la provincia y al sistema Híbrido de la Isla Martín García, lo que dará como resultado una potencia solar instalada de 11.5 MWp en distintas localidades de la provincia.

Potencias de cada parque

• Pipinas: 300 kWp
• 16 de julio: 300 kWp
• Alberti: 500 kWp
• San Cayetano 400 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 800 y 1.000 kWh
• Pehuen- Co: 1000 kWp + acumulación en banco de baterías de litio de entre 2.000 y 3.000 kWh

El objetivo de sumar generación fotovoltaica en la Provincia es ofrecer soluciones energéticas sustentables en localidades que presentan condiciones críticas en la red de distribución eléctrica, especialmente aquellas ubicadas en puntas de línea de distribución. 

Esta estrategia permite:

• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local en plazos breves de ejecución.
• Inyectar energía cerca de los centros de consumo, reduciendo pérdidas por transporte.
• Sustituir generación diésel por energía renovable.
• Aumentar la oferta eléctrica para impulsar emprendimientos productivos y el desarrollo local y regional.
• Mejorar la calidad del servicio eléctrico local, en tiempos de ejecución y puesta en servicio menores a las alternativas tradicionales y permitiendo diferir obras de mayor envergadura y plazos de ejecución, como lo son las obras de Alta Tensión.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un anteproyecto que podría transformar el esquema de permisos de generación en México para proyectos de autoconsumo interconectado de entre 0,7 y 20 MW. Esta nueva normativa habilitaría un trámite simplificado que, según los especialistas, representa una señal clara para el sector industrial, con un impacto directo en la agilización de procesos y la reactivación de inversiones.

«La industria necesita más capacidad ya que las redes están muy limitadas, esta medida es un instrumento que puede fomentar el crecimiento del sector», señaló Paolo Salerno, Managing Partner de SAENERGIA, en diálogo con Energía Estratégica, y aseguró que: esta medida envía señales claras a la industria: “El mercado no está paralizado, sigue avanzando”. 

El objetivo del cambio regulatorio es agilizar los procesos administrativos y facilitar la autorización de proyectos de autoconsumo, una figura clave en un contexto de alta demanda energética. La nueva normativa se alinea con la Ley del Sector Eléctrico y la Ley General de Mejora Regulatoria, que promueven políticas de simplificación administrativa y fortalecimiento de capacidades tecnológicas.

El nuevo esquema firmado por Juan Carlos Solís Ávila, director general de la CNE, es similar al permiso de abasto aislado que existía previamente, pero con una diferencia central: ahora el límite de capacidad está acotado a un rango de 0,7 a 20 megavatios.

El nuevo modelo elimina la necesidad de un permiso tradicional de generación para proyectos en este rango de potencia, lo que permitiría a las empresas acceder a un trámite mucho más ágil. «La gran diferencia con la normativa anterior es la velocidad. Esto va a liberar de una forma más rápida el otorgamiento de permisos», aseguró el representante de SAENERGIA.

Los principales beneficiarios de este cambio serán los parques industriales y el sector manufacturero, que enfrentan actualmente restricciones debido a la limitada capacidad de transmisión y distribución eléctrica. «La industria será el actor que más se va a  favorecer con este reglamento, puede fomentar el aumento de su capacidad y creo que es uno de los sectores que más impulso va a tener en este sexenio», señaló Salerno.

En términos de plazos, el proceso tradicional puede demorar entre 18 y 24 meses aproximadamente. Si bien no hay definición de cuáles serán los tiempos específicos para que la autoridad resuelva las solicitudes, la expectativa con el nuevo esquema es que se minimicen, y  si se lograra reducir a un año, sería un «excelente resultado» bajo la mirada del entrevistado.

Sin embargo, el ejecutivo advirtió que aún falta camino por recorrer. Aunque el anteproyecto fue presentado ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), y aprobado por el Comité Técnico de la Comisión Nacional de Energía el 7 de julio de 2025, entrará en vigor tras la publicación de los nuevos reglamentos del sector eléctrico, la cual se espera para septiembre.

El acuerdo establece requisitos claros para acceder al trámite simplificado: se deberá presentar información técnica del proyecto, diagrama unifilar, plan de financiamiento, acreditación de experiencia en proyectos similares y los resultados del Estudio de Impacto del Centro Nacional de Control de Energía.

Además, para los sistemas de generación intermitente como la eólica o la solar, los desarrolladores necesitan indicar si se cuenta con respaldo propio o contratado, e inyectar energía a la Red Nacional de Transmisión o Redes Generales de Distribución.

Más allá de la simplificación de permisos, la industria pone el foco en la necesidad de fortalecer la infraestructura de transmisión y distribución. En este sentido, la reciente estrategia de fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)  publicada por el Gobierno es vista como un complemento fundamental. «El gobierno está haciendo un esfuerzo importante, pero la industria privada también tiene que ver cómo apoyar. Es fundamental contar con estos documentos estratégicos para tener claridad hacia dónde va el país», apuntó Salerno.

«El anuncio es un mensaje positivo para el sector. Pero hasta que no se publique el reglamento, no hay proceso completo», aclaró.

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En el proceso de calificación de instalaciones de transmisión parece haber una indiscutida sintonía en la industria eléctrica, aún más, incluso el legislador estuvo de acuerdo en que es necesario revisar ciertos aspectos. El Diálogo ACEN “Líneas de transmisión dedicadas y zonales: ¿hay que ajustar el reglamento que las califica?”, que se realizó el 23 de julio, reflejó esa unanimidad con matices por supuesto entre los cuatro gremios directamente involucrados.   

Quizás la más citada fue la palabra estabilidad, cuya falta, según ACEN, se puede convertir en una barrera hacia los clientes elegibles al tomar decisiones. El contexto legal fue abordado en la intervención inicial por Javiera Méndez, socia y directora ejecutiva en Valgesta Legal, quien remarcó que la función y la definición original de las líneas tiene que seguir estando en el centro de la calificación.

“Hoy día no cambia la funcionalidad de una línea zonal, sigue siendo de servicio público, si es que su principal función es abastecer a los clientes en zonas de distribución. Bajo esa lógica, recalificarla cada cuatro años genera una serie de inconvenientes y no se justifica. Lo que está sucediendo es que son los propios clientes regulados elegibles, que hoy día son más dada la baja de umbral a 300 kilos, quienes por optar por tarifas más baratas en generación están cambiando el guarismo de las líneas de uso mixto”, sostuvo Méndez.

Por su lado, Andrés Vicent, Director de Regulación y Estudios en Empresas Eléctricas, comentó que a veces es necesario una recalificación “porque la topología de la red de transmisión cambia. Estamos en un mundo dinámico donde es necesario cada cierto tiempo revisar y pensar, dada la mecánica y las dinámicas del mercado y de los clientes»

«Ahora, con la frecuencia y volatilidad que se está viendo, ahí creemos que no. Todos se ven perjudicados en una recalificación permanente que genera inestabilidad, incertidumbre, volatilidad y eso en la toma de decisiones de las inversiones es aún más complejo”, agregó. 

Según Jorge Candia, Director de Estudios y Regulación en Transmisoras, esto se relaciona con la vocación funcional de las instalaciones de transmisión, “si tengo instalaciones que son calificadas para abastecer demanda regulada, no tiene sentido que cada 4 años se tenga que recalificar según la capacidad instalada de agentes que decidieron entrar al mercado y cambiaron totalmente la posición de agentes incumbentes que no participaron de esa decisión. El problema es la variabilidad que tiene el guarismo para la calificación de esas instalaciones. Por parte de Transmisoras, no nos hace sentido muchas veces que este guarismo dependa por ejemplo de la capacidad instalada y no de la generación real, en un contexto de transición energética donde tenemos mucha generación renovable variable”. 

Añadió que las decisiones que toman los últimos clientes pueden terminar impactando a todo el resto de los clientes incumbentes porque, nuevamente, modifican este guarismo que es variable en el tiempo dependiendo de las decisiones de generación y de la demanda. “Buscamos que la recalificación sea acotada, sea previsible e idealmente sea invariable. Buscamos una previsibilidad y una estabilidad en los umbrales que se utilizan en la recalificación”, enfatizó.

El Secretario Ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, explicó que el Decreto 10 estableció que aquellas instalaciones que sean utilizadas por clientes libres en más de un 51% pasan a ser instalaciones dedicadas. Antes ese guarismo era 90%, por lo tanto, ello daba más estabilidad a la calificación. “El guarismo no depende de una ley, basta con una definición de alguien que esté inmerso en la redacción del decreto para cambiarlo”.      

Sin duda, según Javier Bustos, Director Ejecutivo de Acenor, “aquí hay un riesgo, una incertidumbre que los actores no lo están pudiendo gestionar y esto genera ineficiencias. Nuestra regulación debería avanzar es no complicarles la vida a los clientes. Coincido en que hay que buscar algún equilibrio que vaya más en la lógica del nuevo sistema eléctrico que tenemos y con foco en las necesidades del cliente”. 

En tanto, Andrade señaló que la visión de ACEN es que la Ley y el Reglamento fueron bastante claros en señalar qué instalaciones tenían que ser de cada uno de estos segmentos. “La Ley dice que pertenecen a estos segmentos aquellas instalaciones que están dispuestas esencialmente. De acuerdo con la Real Academia Española (RAE), dispuestas esencialmente son aquellas cosas que fueron construidas para. No se está hablando del uso posterior, sino que del uso original. Conforme a esa interpretación de la Ley, nuestra posición es que las instalaciones de transmisión zonal fueron construidas para atender a usuarios en servicio público, por lo tanto, independiente del uso posterior de la línea eso es algo invariable. Lo que fue construido para atender a clientes regulados, independiente del uso que se les dé posteriormente, tiene que continuar siendo calificado en esa instancia”.

Más aún, puntualizó que la Ley es clara al señalar que solamente hay una condición bajo la cual puede ser recalificada y se refiere específicamente a instalaciones de transmisión dedicadas que han sido objeto de algún tipo de ampliación, modificación definida por los planes de expansión. En ese caso, tiene que pasar a ser parte de alguno de los otros segmentos ya sea transmisión nacional, zonal o de polo de desarrollo. 

Añadió que la mirada de ACEN “es que la calificación sencillamente no se puede estar recalificando. El día de mañana cuando tengamos niveles de elegibilidad más bajo, ósea niveles de potencia conectada más bajos, este problema se nos va a presentar de nuevo, más allá del ajuste que podamos hacer a este guarismo. Si avanzamos en el mercado libre podría darse en un futuro, usando la metodología actual, que todas las instalaciones pasarían a ser dedicadas”.    

En la oportunidad, remató los comentarios anteriores Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, quien indicó que para la CNE “el proceso de calificación es un proceso que es necesario que esté contenido dentro de la regulación del sistema».

«Obviamente hay que evaluar y hacer algunas mejoras. Su periodicidad está en Ley, por lo tanto, es difícil de cambiar y creo que vamos a seguir un buen rato con el tema de cada cuatro años. Es evidente que hay que ir revisando la funcionalidad como para qué están dispuestas las instalaciones. Tenemos que reconocer que hay una evolución del sistema, no solamente por la calificación centralizada, sino que también cuáles han sido las decisiones de distintos actores y agentes que están presentes en el mercado. Eso también genera distintas condiciones, situaciones, para un montón de otros agentes. La forma, el guarismo son perfectibles. Tenemos el espacio para hacerlo. Ahora estamos en la modificación del Reglamento”, enfatizó.

Finalmente, Muñoz agregó que “sabemos que hay cosas que son perfectibles y otras que efectivamente se deberá modificar conforme a la Ley 21.721 que fue publicada en diciembre pasado. Reconocemos que acá hay un espacio, tenemos que hacer mejoras en los procesos”.

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Future Energy Summit (FES), prepara nuevas cumbres clave para Brasil, Perú, Colombia y Chile, donde se seguirán analizando oportunidades nuevos negocios en el camino de la transición energética con amplios paneles de debate y espacios exclusivos de networking.

FES continuará su gira 2025 de encuentros de profesionales del sector de las energías renovables tras lo hecho durante el semestre del año con eventos de Argentina, República Dominicana, México y España, que cada uno de ellos reunió a más de 400 líderes de la industria energética.. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Una de los puntos destacados es que todas las cumbres FES tuvieron y tendrán transmisiones virtuales, siendo la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros a través de su canal oficial de YouTube. 

El objetivo de ello es impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías y difundir las últimas novedades de la agenda renovable junto a periodistas especializados; como también conectar empresas y líderes para generar sinergias y networking de más alto nivel.

Por ejemplo, FES Argentina -realizado a fines de febrero- tuvo dos transmisiones en vivo a lo largo de ambos días de evento que suman miles de visitas e interacciones en simultáneo.

Además, dicho encuentro contó con la particularidad de que hubo un streaming con cobertura especial en vivo por parte de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, por el que pasaron CEOs, directores, expertos en energías renovables y funcionarios gubernamentales, y donde se analizaron los paneles de debate al momento. 

Bajo esa misma es que continuarán los próximos eventos organizados por FES para lo que resta del año. La próxima cita será el 6 de agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit 2025” (inscripciones abiertas), dedicado a uno de los mercados renovables más grandes del mundo, que está a la espera de nuevos acontecimientos para avanzar en su transición energética, como la subasta de reserva de capacidad con baterías, las concesiones para parques eólicos offshore y las previsiones para las licitación de nueva energía A-5 que se celebrará el 22/8 del presente año. 

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

Perú será el siguiente destino presencial en Latinoamérica, y la primera vez que Future Energy Summit llegará a dicho país. El lunes 29 de septiembre, FES Perú promete una importante convocatoria de stakeholders locales e internacionales, en un contexto de plena expansión de proyectos de generación y transmisión, sumado a la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos que motivaría nuevas licitaciones.

Casi un mes más tarde será el turno de FES Colombia, los días 21 y 22 de octubre, quinta edición en el país que se realizará el mismo año en el que el Ministerio de Minas y Energía adelantó un paquete de 19 medidas para destrabar proyectos renovables y agilizar solicitudes de puntos de conexión, a la par que se inició un proceso de la nueva subasta de expansión del cargo por confiabilidad, con el objetivo de promover la entrada de nuevos parques al sistema durante el periodo 2029-2030.

Mientras que la gira 2025 de Future Energy Summit se cerrará el 26 y 27 de noviembre en Santiago, Chile, pocos días después de las elecciones presidenciales del país para el período 2026-2030; por lo que la cuarta edición de FES Chile será crucial para conocer el rumbo de la transición energética que tomará el país por los próximos años, incluyendo la participación de sistemas BESS, aceleración de permisos sectoriales y los resultados de licitación de suministro 2025/01 para clientes regulados por 1680 GWh. 

Y tantos esas transmisiones como todas aquellas de FES Argentina, FES Caribe, FES México y FES Iberia quedarán disponibles en el canal oficial de YouTube de Future Energy Summit para que cualquier persona pueda revivir y volver a disfrutar de los más de cientos de disertantes en diversos paneles de debate, en los que se abordaron las perspectivas 2025, el futuro de proyectos renovables, tendencias, tecnologías emergentes y el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com. ¡No se pierda la oportunidad de participar! ¡Nos vemos en FES!

📌Más información: https://futurenergysummit.com/summits-fes/ 

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El sector renovable de Chile está a la espera de nuevas licitaciones de suministro a largo plazo para clientes regulados, que aporten previsiones de cara a los próximos años. 

Si bien este año la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya tiene prevista una convocatoria de corto plazo por 1680 GWh, para abastecer las necesidades de los clientes regulados a partir de 2027 hasta el cierre del 2030, desde la industria eléctrica aseguran que pronto se reactivarán las subastas para mayores períodos de suministro. 

“La CNE trabaja en licitaciones de largo plazo, con inicio de suministro entre el 2030 y el 2031. Incluso hay un llamado a participar en una mesa de discusión, con el objetivo de perfeccionar las bases y que las licitaciones sean más atractivas para los clientes y generadores”, informaron fuentes del sector en diálogo con Energía Estratégica. 

Y cabe recordar que, según el informe final de licitaciones 2024, existe un volumen total de 20500 GWh a subastar en seis procesos distintos, que se ejecutarían entre 2026 y 2028. Mientras que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación y entregar energía a partir de 2029 en adelante, con un cronograma escalonado:

• En la licitación de 2026, se licitarán 1.300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029, 1.000 GWh/año a partir de 2030 y 3.400 GWh/año desde 2031.
• La subasta de 2027 prevé 1.800 GWh/año para 2032 y 7.000 GWh/año a partir de 2033.
• La convocatoria de 2028, se subastarán 6.000 GWh/año con inicio de suministro en 2034.

Estas licitaciones de suministro no sólo apuntarían a cubrir nueva demanda, sino también a reemplazar contratos caídos correspondientes a procesos anteriores, situación que está reconfigurando la planificación energética del país.

Es decir que el proceso incluye un componente particular a comparación de otros años: la relicitación de contratos desistidos por empresas adjudicatarias que decidieron no ejecutar los proyectos por diversos motivos. 

«Por las razones que sean, la CNE hace cobro de la garantía respectiva con la aprobación de las distribuidoras y se da por terminado anticipado el contrato o no iniciado, dependiendo del PPA. Y ese volumen de energía que quedó vacante deberá ser nuevamente licitado», explicaron fuentes del sector renovable.

Una estrategia integral para el mercado eléctrico

Desde la CNE se plantea esta serie de licitaciones como una estrategia integral que servirá de termómetro para conocer el nivel de interés del mercado por los contratos de largo plazo bajo la modalidad de PPA regulados. Aunque los procesos son diferentes entre sí, forman parte de un mismo plan estructurado.

«La idea es que este proceso sirva como un test respecto al apetito que hay con los PPA regulados», aseguraron desde la industria eléctrica. Esto permitirá evaluar cómo responde el mercado a las oportunidades de contratación de suministro a largo plazo, un factor clave para la estabilidad del sistema eléctrico chileno.

En paralelo, la mesa de discusión técnica convocada por la CNE tendrá la misión de revisar y mejorar las bases de licitación, con el objetivo de aumentar la competitividad de los procesos y atraer mayor participación tanto de clientes como de generadores. «Se trata de procesos distintos, pero que pueden ser vistos bajo la misma estrategia», remarcaron las fuentes del sector renovable.

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José Irastorza, business development director de Risen Energy, brindó una entrevista exclusiva en el marco de FES Iberia 2025, uno de los principales foros de discusión técnica y comercial del sector energético iberoamericano, donde reveló los principales avances tecnológicos de la compañía en módulos fotovoltaicos y almacenamiento, con una hoja de ruta clara hacia la alta eficiencia y la flexibilidad operativa para el segmento comercial e industrial.

“Hemos certificado una célula de 30,99% de eficiencia”, subrayó sobre la tecnología que permite el desarrollo de módulos de hasta 850 vatios pico (Wp) por unidad. Este avance se sustenta en la tecnología HJT Tandem con perovskita, una línea iniciada por la compañía en 2018 y que hoy ya comercializa módulos de 735 Wp, con una proyección escalable a partir de 2027.

Aunque mantienen producción en tecnología TopCon para mercados que lo demandan, el ejecutivo aclaró que “la apuesta completa va por la línea del HJT”, reafirmando así la estrategia a largo plazo de Risen Energy basada en eficiencia y diferenciación tecnológica.

Almacenamiento inteligente y soluciones C&I

El desarrollo de almacenamiento energético es el segundo gran eje de la compañía. En este terreno, Risen Energy ha rediseñado sus soluciones para ofrecer mayor densidad energética, eficiencia térmica y modularidad.

“Todos nuestros productos de gran escala han pasado a ser refrigerados por líquido”, afirmó Irastorza, permitiendo comprimir 5 MWh en contenedores de 20 pies, frente a los 40 pies previos.

Entre sus nuevas configuraciones destacan:

• Cabinas de 836 kWh para dos horas de respaldo.

• Un contenedor de 3,76 MWh para aplicaciones de una hora.

• El sistema Stackable, una solución modular de entre 42 y 120 kWh, diseñada especialmente para el mercado comercial e industrial (C&I).

Además, Risen Energy ofrece dos versiones all-in-one que integran PCS y protecciones, adaptándose a las distintas necesidades industriales.

“Tenemos una solución que reconecta en menos de 20 milisegundos para que no haya ningún pestañeo en la industria”, destaca el ejecutivo sobre las aplicaciones más sensibles a interrupciones eléctricas.

La compañía también ha innovado en los modelos de mantenimiento y garantías. Su Long Term Service Agreement (LTSA) ha sido optimizado, junto con una nueva garantía flexible basada en ciclos de uso, que se ajusta a las necesidades reales del cliente.

“El cliente español hoy no tiene claro cuál es la forma en la que va a capturar la mayor rentabilidad sobre su batería”, explica Irastorza, motivo por el cual buscan evitar ataduras contractuales inflexibles.

Europa y LATAM: expansión desde Madrid

Desde su base europea, Risen Energy coordina una estrategia de expansión en múltiples mercados clave, de modo que la compañía se ha preparado desde 2023 para abordar todos los mercados de LATAM y Europa desde Madrid.

En Europa, la empresa está activa en España, Portugal, Italia, Grecia, Irlanda, Benelux y Europa del Este, mientras que en América Latina tiene proyectos en Brasil, Chile y México, además de conversaciones en curso en otros países de la región.

No obstante, el ejecutivo reconoció que el crecimiento aún enfrenta obstáculos, principalmente la falta de marcos regulatorios y mecanismos de financiación que permitan avanzar más rápidamente en los desarrollos.

“De todo modos, siempre hay novedades en los clientes que te abren los ojos y alimentan el pensamiento”, afirmó el business development director, en referencia a los aprendizajes obtenidos en foros internacionales.

Dale play al video para ver la entrevista completa con José Irastorza de Risen

👉 Ver en YouTube: https://www.youtube.com/watch?v=Gx8LBnXCpRo

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El próximo 29 y 30 de julio, Montevideo será sede del XI Congreso LATAM Renovables “EnergIA Inteligente”, uno de los encuentros más influyentes del sector energético regional, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

El evento contará con la participación del recientemente electo presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, en una señal clara del respaldo político que tendrá esta nueva edición, llamada a marcar hitos en la planificación energética del país y de América Latina.

“LATAM Renovables ya es un clásico, un punto de encuentro en el sector. Como cada año, nos juntamos actores del sector público, privado, académico y de la sociedad civil para confluir en un espacio de diálogo”, indicó Diego Oroño, presidente de AUDER, en diálogo con Energía Estratégica. 

El Congreso, que ha funcionado históricamente como espacio para anuncios oficiales y balances de gestión, se posiciona este año como una plataforma fundamental para abordar la necesidad de definir una hoja de ruta clara para la incorporación de nueva capacidad renovable en Uruguay. Con un modelo energético que ya alcanza un altísimo porcentaje de generación limpia, el país se enfrenta ahora al desafío de consolidar esa base con nuevas tecnologías y marcos regulatorios adecuados.

“El foco principal de este año se vincula con la inteligencia artificial (IA) y la energía. Ahí estamos dando una mirada de dos ejes. Por un lado, el potencial que tiene la IA como motor para generar una transición energética con las garantías de justicia y eficiencia que necesitamos. Por el otro, (1:06) los desafíos que implica, como el consumo de energía que le conlleva al sector energético un desafío adicional”, explayó Oroño. 

Entre las figuras destacadas que formarán parte de las jornadas se encuentran la ministra de Industria, Energía y Minería, Fernanda Cardona; el ministro de Ambiente, Edgardo Ortuño; y las presidentas de UTE y ANCAP, Andrea Cabrera y Cecilia San Román, respectivamente, quienes aportarán su visión sobre el momento actual del sector y los próximos pasos para fortalecer la transición energética.

Además, el evento contará con la participación del ex ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini, quien ofrecerá una mirada internacional sobre los desafíos y oportunidades del sistema energético latinoamericano, en un contexto donde la integración regional, la seguridad energética y la competitividad ganan protagonismo.

Hidrógeno, generación distribuida y un debut estratégico

Uno de los ejes centrales del Congreso será el debate sobre proyectos vinculados al hidrógeno verde, una de las grandes apuestas del país para posicionarse como proveedor clave de energía limpia a nivel global. 

Junto a esta temática, se analizarán avances en generación distribuida, estrategias para ampliar la participación ciudadana en la producción de energía, y propuestas concretas sobre cómo mejorar los marcos regulatorios para facilitar nuevas inversiones.

En esta edición, y por primera vez en la historia del Congreso, se incluirá un panel exclusivo sobre almacenamiento con baterías, una tecnología considerada crucial para optimizar el uso de energías intermitentes como la solar y eólica. En un país donde más del 90% de la matriz eléctrica proviene de fuentes renovables, el almacenamiento representa el siguiente paso lógico para robustecer la estabilidad del sistema y maximizar el aprovechamiento de la energía generada.

Movilidad eléctrica: una prioridad estratégica

Uruguay ha logrado consolidarse como uno de los países líderes de América Latina en movilidad eléctrica, tanto por su marco normativo como por su desarrollo tecnológico. Por eso, el Congreso LATAM Renovables dedicará un par de paneles al análisis del estado actual de la movilidad sostenible, con la presencia de actores clave del sector público y privado.

Se debatirá sobre el impacto de la regulación vigente, los desafíos pendientes para ampliar la infraestructura de carga, y se presentarán proyectos innovadores que ya están en curso. En paralelo, se desarrollará un showroom de vehículos eléctricos, ofreciendo a los asistentes la posibilidad de conocer de cerca las nuevas tecnologías disponibles.

Diversidad, liderazgo joven y mirada de género

Otro de los momentos relevantes del encuentro será la apertura del V Congreso World Energy Council – Capítulo Uruguay, donde se destacará el programa nacional “Future Energy Leaders Uruguay: Representantes de FEL 100”, una iniciativa que promueve el liderazgo joven en el sector energético a nivel global.

En línea con este enfoque inclusivo, también se realizará una actividad impulsada por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, cuyo objetivo es fomentar la incorporación de mujeres en el sector energético, así como en carreras vinculadas a la ciencia y la tecnología. Esta participación refuerza el compromiso del evento con una transición energética justa, diversa e inclusiva.

Con una agenda cargada de temas estratégicos y la presencia de las máximas autoridades nacionales, el Congreso LATAM Renovables se perfila como un espacio esencial para debatir, consensuar y trazar el futuro energético de Uruguay. Las discusiones no solo girarán en torno a las necesidades del presente, sino que también buscarán proyectar el país hacia los próximos desafíos: descarbonización del transporte, integración regional, exportación de energía limpia y consolidación de la seguridad energética.

En tiempos de transición global, el rol de Uruguay como ejemplo regional será analizado a fondo en este foro, que promete dejar definiciones clave para el mediano y largo plazo.

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El sector energético de Argentina sufrió un nuevo revés en un área clave: Osvaldo Rolando presentó la renuncia como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). 

La renuncia se dio el pasado miércoles 23 de julio ante el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía de la Nación, María del Carmen Tettamanti. Y su salida se debe a “motivos estrictamente personales”, según informaron desde la cartera energética nacional y será efectiva a partir del 1 de agosto. 

Es decir que se irá luego de orientar el proceso Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de los contratos de concesión de Edenor, Edesur, Transener y otras transportistas, lo que derivó en aumento de tarifas eléctricas y propuestas para mejorar el servicio. 

Lo que sorprende es que la renuncia llegó a menos de un año desde que asumió el cargo, ya que a fines de octubre del año pasado sustituyó a Darío Arrué como interventor del organismo con el aval de Daniel González y en medio de una seguidilla de cambios en áreas claves del sector energético de Argentina.

Y cabe recordar que el ahora ex N°1 del ENRE posee más de cuatro décadas en el sector eléctrico, incluyendo la presidencia en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) entre 2011 y 2015 y la titularidad de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica de la Nación entre 2015 y 2017.

Incluso, antes de ser confirmado como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad fue uno de los principales asesores de la vicepresidencia de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), en aquel entonces bajo la nómina de Mario Cairella, quien dejó dicho puesto en marzo del presente año (ver nota). 

Además, la salida del organismo que controla a las generadoras y transportistas de electricidad de todo el país -y a las distribuidoras Edenor y Edesur- se da pocos meses antes de la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, producto de la unificación de ENRE con el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), conforme al Decreto 452/2025

Y el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad funcionará bajo la órbita de la Secretaría de Energía y será dirigido y administrado por un Directorio integrado por cinco miembros: presidente, vicepresidente y tres vocales, todos designados por el Poder Ejecutivo Nacional. 

Bajo ese contexto, todavía se desconoce quién reemplazará a Osvaldo Rolando como interventor del organismo o si su salida acelerará la unificación entre ENRE y ENARGAS para dar lugar a la nueva entidad que controlará y deberá dar cumplimiento a las obligaciones de la industria eléctrica y del gas natural. 

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ENGIE Chile festejó la puesta en marcha de tres parques de generación y almacenamiento de energía limpia, así como también anunció un importante hito para continuar construyendo un futuro más sostenible.

Se trata del inicio de construcción del Parque Eólico Pampa Fidelia, un nuevo proyecto que contará con 51 aerogeneradores, que sumarán 306 MW de capacidad, que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional.

Ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, esta iniciativa podrá abastecer el equivalente a 300.000 hogares del país con energía 100% renovable, una vez que entre en operación comercial en el primer semestre de 2027. Esto contribuirá significativamente a la reducción de 91 mil toneladas de emisiones de CO2 al año.

“Solo en 2025 hemos logrado conectar 468 MW de energía verde a la matriz energética del país y hoy estamos contentos de celebrar este gran logro para nuestra compañía así como también para Chile anunciando un nuevo proyecto: el Parque Eólico Pampa Fidelia. Todo este trabajo es clave en nuestra ambición de contar con una capacidad instalada de 3.5 GW en 2027, de los cuales más de un 60% serán de energía renovable y almacenamiento. Nuestra transformación, de la mano de la salida del carbón, es mucho más que un plan, es una realidad”, sostuvo Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile y quien asumirá la Gerencia General de la compañía el próximo 1 de agosto.

Más energía renovable para Chile

En el evento, denominado “Más energía renovable para Chile”, la compañía celebró la entrada en operación comercial de BESS Tamaya, Parque Eólico Kallpa y BESS Capricornio. En conjunto, estos tres sitios ubicados en la región de Antofagasta y que fueron conectados al sistema durante este primer semestre de 2025, suman 468 MW de capacidad instalada.

La ceremonia fue liderada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile; y Juan Villavicencio, Managing Director Renewables & Batteries de ENGIE Chile; y contó con la presencia de la Seremi de Energía de la región de Antofagasta, Dafne Pino; la Seremi (S) de Salud, Leonor Castillo; la Seremi de Agricultura, Karina Araya, el alcalde de Antofagasta, Sacha Razmilic; el alcalde de Taltal, Mario Acuña; el alcalde de Mejillones, Marcelino Carvajal; entre otras autoridades regionales, locales, representantes de la comunidad y ejecutivos de la compañía.

“En pocos años hemos transformado radicalmente el portafolio de ENGIE Chile. En 2018 contábamos con un 1% de capacidad instalada en energías renovables y hoy en 2025 esa cifra se ha incrementado a un impresionante 45%. Nos hemos alejado gradualmente de la generación de carbón, hemos expandido significativamente nuestra huella de energía limpia y surgido como líderes en soluciones de almacenamiento de energía. Esta transformación ha sido impulsada por un profundo respeto por las personas y su entorno, construido a través de un diálogo continuo y significativo con las comunidades”, expresó Rosaline Corinthien. 

«Hoy como región y país celebramos un avance concreto en nuestra ruta hacia la descarbonización: la entrada en operación comercial de tres proyectos emblemáticos. Para el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, la convicción es clara; la transición energética debe ser Socioecológica Justa. Una transición que no solo transforme la forma en que generamos energía, sino también los territorios; que respete la historia, la cosmovisión y los derechos de las comunidades a ser protagonistas del desarrollo. Una transición que impulse el empleo, la formación, los encadenamientos productivos y que, por sobre todo, no deje a nadie atrás”, dijo Dafne Pino.

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El gobierno de Colombia publicó a consulta ciudadana el proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Solar para proyectos de energía solar (LASolar), aplicable a instalaciones con capacidades entre 10 y 100 megavatios (MW). El documento fue elaborado por la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), en articulación con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y bajo la orientación del presidente de la República. También cuenta con su respectiva memoria justificativa.

“El cuidado de la naturaleza es una responsabilidad irrenunciable, y la lucha contra la crisis climática, una urgencia inaplazable. La justicia ambiental es un compromiso con la vida, con los territorios y con las generaciones futuras. Con la LASolar, avanzamos hacia un licenciamiento ambiental estratégico, racional y participativo, alineado con la Transición Energética Justa”, señaló la directora general de la ANLA, Irene Vélez Torres.

La medida busca optimizar el procedimiento de licenciamiento para proyectos de bajo impacto ambiental, reduciendo tiempos y mejorando la calidad de la información técnica. También incentiva a los usuarios a optimizar el diseño de sus proyectos y a acortar los tiempos de elaboración de los estudios de impacto ambiental. Como instrumento estratégico para el sector de renovables, la LASolar reconoce el carácter de utilidad pública y beneficio social de estas actividades, y contribuye a acelerar el desarrollo de energía limpia en Colombia.

Gracias a la experiencia y capacidades tecnológicas del Centro de Monitoreo Ambiental de la ANLA, la entidad podrá desempeñar un rol más activo en la etapa de preparación de los proyectos, emitiendo Términos de Referencia Específicos y suministrando información útil para la elaboración de los Estudios de Impacto Ambiental.

Con la LASolar, la ANLA contará con plazos definidos: tras la radicación, tendrá 5 días hábiles para verificar los documentos y emitir el auto de inicio; luego, dispondrá de 10 días hábiles para requerir información adicional si es necesario. El solicitante tendrá hasta 30 días hábiles para responder, con posibilidad de prórroga. Finalmente, una vez recibida esa información, la ANLA contará con 10 días hábiles para pronunciarse sobre la viabilidad y emitir la respectiva decisión.

Este nuevo esquema permitirá reducir en un 70% el tiempo en el trámite de licenciamiento ambiental ante esta autoridad. Además, se consolida como un mecanismo institucional que aporta de manera directa al cumplimiento de los compromisos internacionales adquiridos por Colombia frente al cambio climático, particularmente en el marco de su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC).

El proyecto también promueve mecanismos de asociatividad con comunidades locales y gobernanza social para las transferencias del sector eléctrico. Se enmarca en las disposiciones del Plan Nacional de Desarrollo 2022–2026, que promueve la democratización de la energía, la participación de las comunidades en el desarrollo de proyectos sostenibles y el fortalecimiento institucional en torno a la transición energética.

La ANLA reafirma su compromiso con una transición energética justa, eficiente y territorialmente equilibrada.

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