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Hoy el sector solar de América Latina tiene una cita clave con la innovación. A partir de las 9:00 (hora de Colombia) / 11:00 (hora de Argentina), se transmitirá en vivo y de forma gratuita el webinar “Innovación tecnológica de la fotovoltaica”, organizado por Energía Estratégica Latinoamérica, medio especializado de Strategic Energy Corp. El evento reunirá a referentes técnicos y ejecutivos de compañías líderes para debatir los principales desafíos, avances y oportunidades que marcarán el rumbo del sector solar en la región.

El seminario virtual, estructurado en dos bloques temáticos, busca brindar una mirada profunda y actualizada sobre cómo está evolucionando la industria fotovoltaica en América Latina, en un contexto de transición energética cada vez más acelerado y exigente.

El primer bloque —“Enfoque regional: Dinámicas de crecimiento y oportunidades en los mercados de Latinoamérica”— pondrá el foco en los distintos marcos regulatorios, esquemas de financiamiento y estrategias de desarrollo que están moldeando el avance del sector solar en países clave como México, Brasil, Colombia, Chile y Argentina.

Este panel contará con la participación de Gabriel Bustos, regional sales manager de Haitai Solar; Jorge Ospina, service and product manager en Colombia de Solis; Ángela Castillo, directora de desarrollo de negocios de Black and Veatch; y Néstor Omar Cereijo, socio responsable para Argentina de 8.2 Group, quienes analizarán cómo inciden los contratos, políticas públicas y el grado de madurez de los segmentos de pequeña, mediana y gran escala y de C & I en el crecimiento del mercado solar.

También se abordarán los desafíos de financiamiento en un contexto económico volátil, donde asegurar capital para nuevos proyectos sigue siendo un factor determinante.

En el segundo bloque, titulado “Innovación tecnológica: ¿Qué demandan los mercados solares y hacia dónde evolucionan las soluciones fotovoltaicas?”, el enfoque girará hacia las tecnologías emergentes y la evolución de los sistemas solares. Lucas Estrada, presidente de EPSE San Juan; Victor Soares, líder del equipo técnico de JA Solar para Latinoamérica; Javier Losada, gerente de desarrollo de negocios para Estados Unidos y LATAM de Gonvarri Solar Steel; y Juan Pablo Alagia, gerente de desarrollo de proyectos y tecnología en 360Energy, explorarán el desarrollo de módulos de última generación, la optimización de estructuras, la digitalización de procesos y el papel de la automatización en el mantenimiento de plantas.

Los expertos también debatirán sobre cómo las nuevas soluciones tecnológicas están modificando tanto el diseño como la operación de los proyectos solares, habilitando modelos de negocio más flexibles, escalables y resilientes. La integración de sistemas de generación distribuida con grandes plantas fotovoltaicas será uno de los ejes centrales del análisis.

Con una agenda cargada de contenido estratégico y técnico, el evento de hoy se perfila como un espacio de referencia para todos los actores que apuestan por el crecimiento sostenible de la energía solar en la región. No se pierda la transmisión en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica Latinoamérica / Strategic Energy Corp y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región.

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El modelo de contrato presentado por el Gobierno argentino para la licitación AlmaGBA, que busca adjudicar 500 MW de almacenamiento con baterías en el Área Metropolitana de Buenos Aires, ha generado inquietud entre especialistas jurídicos y del sector energético por la falta de garantías reales que respalden las inversiones previstas. 

A menos de un mes de la apertura de sobres, prevista para el 3 de julio, los análisis apuntan a riesgos significativos para los adjudicatarios ante posibles incumplimientos de pago o cambios regulatorios.

“Lo que más llama la atención del modelo de contrato es la llamada garantía de última instancia. Si el comprador no puede trasladar el costo a tarifas, deberá pagar CAMMESA como garante de última instancia, pero sólo si la Secretaría de Energía le envía fondos”, sostuvo Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, en diálogo con Energía Estratégica.

Esta estructura deja al vendedor en una situación de vulnerabilidad, ya que la obligación de pago no está asegurada contractualmente, sino supeditada a decisiones administrativas y disponibilidad presupuestaria.

El modelo estipula que, ante una falta de pago por parte de Edenor o Edesur —las distribuidoras que actuarán como compradores—, deberá notificarse a CAMMESA y a la Secretaría de Energía. CAMMESA, a su vez, solicitará los fondos para efectuar el pago, pero solo cumplirá con la transferencia si los fondos son efectivamente enviados por la entidad encargada de la cartera energética nacional. 

“No hay otras garantías -un fideicomiso, bonos que se le pidan al Estado o garantías colaterales de pago por parte de terceros-  mas allá de la garantía de última instancia ”, advirtió Cueva, en referencia a la diferencia con el Programa RenovAr, que incluyó una triple garantía respaldada por CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial. Tampoco prevé esta licitación la posibilidad del derecho de venta de la central, tal como sucedió en los programas RenovAr.

Aquella estructura permitió adjudicar más de 5 GW de capacidad renovable en todo el país, gracias a condiciones que favorecían la bancabilidad y competitividad de las ofertas.

“El adjudicatario que vende la energía no es responsable  si no se puede trasladar a las tarifas el costo de estos contratos. Corre el riesgo de quedarse sin contrato y con toda la inversión inutilizada”, señaló el especialista. 

A lo sumo, en caso de plantear la rescisión del contrato por falta de pago, el vendedor podría recibir pagos por la potencia contratada, pero no por la energía ni las pérdidas asociadas. “Y si no le pagaron facturas por alguna razón, ¿por qué le pagarán el resto del contrato?”, cuestionó Cueva, advirtiendo sobre el riesgo de litigios y la falta de salida comercial para las baterías en caso de que el proceso fracase.

“Todo eso llama la atención porque el Estado convoca esta licitación pública por interés general. Quizás hubiera sido necesario un procedimiento previo de ajuste de tarifas en función de los sobrecostos generados por estos contratos, a fin de que no haya inconvenientes en el futuro”, agregó. 

Este conjunto de factores acentúa las dudas sobre el éxito de la licitación, más aún en un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses del presente gobierno).

Asimismo, un aspecto adicional señalado por Cueva es que los sistemas de baterías que implican un avance tecnológico aún no están debidamente encuadrados ni formalmente reconocidos como agentes generadores dentro del marco regulatorio vigente, por lo que sugirió la inminente necesidad urgente de adecuar la legislación a los nuevos agentes y tecnologías que impulsa la transición energética.

Controversias y falta de un árbitro claro

El modelo de contrato también genera la duda de la intervención obligatoria del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para resolver en primera instancia las controversias que puedan generarse entre las centrales de almacenamiento y las empresas distribuidoras compradoras de la energía. En su lugar, se menciona como árbitro al tribunal arbitral de la Bolsa de Comercio, lo que podría generar discusiones acerca de cual mecanismo debe aplicarse ante diversas disputas .

Esta ambigüedad se suma a un contexto en el que el Gobierno ha decidido recortar facultades operativas a CAMMESA, que de acuerdo a la Res. SE 150/2024, no podría firmar contratos de abastecimiento ni actuar como comprador de combustibles o vendedor de electricidad.

“La idea del gobierno es que CAMMESA vuelva a su rol original de operador del sistema, administrador y calculador de precios”, explicó Cueva. Esto debilita aún más su rol como garante en los contratos de almacenamiento y alimenta la percepción de que no hay una entidad con poder suficiente para sostener los compromisos asumidos, más allá que CAMMESA lo hiciera en anteriores licitaciones de renovables. 

En conjunto, las condiciones actuales del modelo de contrato de AlmaGBA podrían limitar la cantidad y calidad de ofertas si no se realizan correcciones que mejoren su bancabilidad. Aunque podría haber alguna circular aclaratoria adicional tras las consultas del sector, a fin de esclarecer puntos críticos del modelo de contrato y últimos cambios en el pliego. 

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En México, el sector de energía solar está experimentando un giro hacia la madurez técnica y la sofisticación comercial. Hoy, las oportunidades más relevantes se concentrarían en proyectos bien estructurados que respondan a criterios rigurosos de viabilidad técnica, financiera y operativa. La franja de autoconsumo industrial entre 700 kilovatios y 20 megavatios se perfila como el nuevo eje de crecimiento, impulsada por la necesidad de eficiencia energética, la presión tarifaria y la transformación de los corredores industriales.

Drexler Vázquez, exdelegado de Yucatán ante el Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), identifica este momento como una “etapa de especialización”, donde ya no basta sólo con instalar paneles; es imprescindible construir soluciones energéticas integradas, financieramente viables y con criterio técnico. «El boom desordenado quedó atrás. Hoy las oportunidades se concentran en donde hay criterio para estructurar proyectos de verdad», enfatizó.

Una de las razones que explican este viraje estratégico es el impulso gubernamental a zonas económicas clave como el Corredor Interoceánico, fabricas en el norte del país y zonas logísticas y turísticas en la península de Yucatán. Estas regiones, llamadas a convertirse en polos de desarrollo, requieren energía limpia y estable para sostener su competitividad.

Este contexto ha abierto la puerta a soluciones de autoconsumo en maquilas pero también a sectores como agroindustria y actividades específicas de hoteles, hospitales, laboratorios y centros de refrigeración, donde la continuidad energética es crítica y las pérdidas por fallos pueden superar con creces los costos de inversión en infraestructura solar.

Según Vázquez, este fenómeno no sólo responde a una estrategia nacional, sino también a transformaciones locales. En Yucatán, por ejemplo, la inversión en la expansión del puerto de Progreso y la llegada de gigantes logísticos como Amazon están dinamizando la demanda energética. Aunque Cancún no cuenta con una base industrial significativa, su perfil turístico abre oportunidades específicas, desde la perspectiva del profesional consultado.

Para dar respuesta a las demandas del mercado, los proyectos híbridos, que combinan solar fotovoltaico con almacenamiento, emergen como una solución particularmente atractiva en zonas con calidad de red deficiente¿. Esta tendencia responde no sólo a una necesidad técnica, sino también a los cambios tarifarios que han llevado a muchas empresas a reevaluar sus estrategias de consumo energético.

“Estamos viendo que los sistemas híbridos comienzan a cobrar sentido para muchas industrias que antes no lo consideraban prioritario. Hoy se está entendiendo que la autonomía energética no es un lujo, sino una ventaja competitiva”, subrayó Vázquez.

El ingeniero, con experiencia tanto en proyectos de mediana escala como en soluciones híbridas en el sureste del país, sostiene que los sistemas solares con almacenamiento son particularmente útiles en regiones peninsulares, como Yucatán o Baja California, donde la capacidad de interconexión y la calidad de red presentan desafíos técnicos similares. “Nos puede pasar lo mismo que en el otro lado del país. Y ahí, el almacenamiento no es sólo una oportunidad, es una necesidad estratégica”, explicó.

Pero no todo son oportunidades. Persisten barreras estructurales que frenan el desarrollo de estos proyectos. Una de las principales, según el exdelegado de CPEF en Yucatán, es la falta de claridad regulatoria en torno a los sistemas de almacenamiento. A esto se suma la ausencia de esquemas de financiamiento estandarizados para proyectos medianos, que muchas veces quedan atrapados entre la banca tradicional —en su mayoría ajena a la lógica de los flujos del negocio solar— y modelos comerciales poco adaptados al riesgo del cliente industrial.

Otro obstáculo relevante es el déficit de conocimiento técnico entre algunos actores del mercado. “Hay clientes listos para invertir, pero no encuentran quién traduzca la solución en valor tangible”, advirtió Vázquez.

En muchos casos, la desinformación ha derivado en proyectos mal diseñados, con resultados por debajo del retorno esperado o incluso con sistemas que ni siquiera se encienden. Esto ha generado una demanda creciente de reingeniería y corrección de instalaciones existentes. “Hay mucho mercado correctivo por malas prácticas. No se trata sólo de vender sistemas, sino de garantizar que funcionen como se espera”, comentó el especialista.

Este escenario ha llevado a que el diferencial competitivo ya no resida en el precio o la promesa de ahorro, sino en la capacidad de integrar técnica, financiamiento y postventa de forma coherente. “El mercado está exigiendo profundidad técnica, respaldo comercial y propuestas financieramente viables. Hoy no gana el que promete más. Gana el que estructura mejor”, sostuvo Vázquez.

Desde su experiencia en la dirección comercial de una de las empresas de mayor crecimiento en el sureste del país, asegura que el sector necesita menos improvisación y más proyectos con visión estratégica.

En paralelo, el desarrollo de estructuras financieras más flexibles está permitiendo que actores industriales puedan acceder a estas soluciones a través de esquemas como leasing, contratos PPA o líneas de crédito verde. Estos mecanismos, si bien aún no están plenamente adoptados por la banca tradicional, se consolidan como herramientas clave para la expansión del autoconsumo en los rangos intermedios de potencia.

Por otra parte, la elección de tecnología también está evolucionando. La integración de marcas que garanticen soporte técnico local y procesos robustos de integración a red se vuelve una condición no negociable para los clientes más sofisticados. “Apostamos por marcas que sí tengan soporte técnico serio en México”, afirmó el  exdelegado de Yucatán ante el CPEF, destacando la necesidad de profesionalizar el mercado para que las soluciones ofrecidas realmente cumplan con los criterios de calidad y desempeño que exigen los grandes consumidores de energía.

En definitiva, el autoconsumo solar en México ya no es un terreno para aficionados. El país estaría requiriendo proyectos bien planteados desde lo técnico, comercial y financiero.  «Este no es un sector para improvisar. Pero es un gran momento para construir proyectos bien hechos”, concluyó.

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Solis, líder global en soluciones de inversores fotovoltaicos y almacenamiento de energía, celebró hoy su 20.º aniversario en SNEC 2025 con una exposición innovadora, destacando el lanzamiento de su inversor híbrido mural de 125kW y el revolucionario asistente inteligente de energía SolisCloud AI.
Desde el primer día, el evento atrajo a profesionales de la industria, medios especializados y entusiastas de las energías renovables al Pabellón 5.1H (Stand E680), donde Solis presentó sus últimas soluciones diseñadas para redefinir el futuro del sector solar y el almacenamiento energético.

20 años de innovación: una celebración con visión de futuro

El presidente de Solis, Yiming Wang, dio inicio al evento compartiendo la evolución de la empresa desde su fundación en Ningbo, China, en 2005, hasta convertirse en una marca de confianza global con más de 100 GW de inversores instalados en más de 100 países y regiones.

“Nuestro 20.º aniversario no solo es una celebración del camino recorrido, sino un compromiso con el futuro. Hoy presentamos tecnologías que acelerarán la transición global hacia una energía limpia: más inteligente, eficiente y accesible que nunca”, afirmó Wang. 

La estrella del evento: Inversor híbrido 4 en 1 de 125kW

El nuevo modelo S6-EH3P(75–125)K10-NV-YD-H, que se presenta por primera vez en China, fue el gran protagonista. Este inversor híbrido comercial e industrial destaca por su integración 4 en 1: fotovoltaica, baterías, red eléctrica y generador. Sus características clave incluyen:

• Sobrecarga fotovoltaica del 200% y carga rápida de baterías de hasta 200A, para máxima eficiencia en operación conectada a red.
• Capacidad de sobrecarga del 160% y conmutación en menos de 10 ms, garantizando robustez en aplicaciones fuera de red.
• Funcionamiento en paralelo de hasta 10 unidades, gracias al gabinete de distribución de potencia desarrollado por Solis.

SolisCloud AI: inteligencia energética en tiempo real

El renovado Asistente Inteligente de Energía SolisCloud AI sorprendió con su capacidad de análisis en tiempo real y gestión automatizada basada en tarifas horarias (TOU).
Gracias a la IA integrada, esta plataforma optimiza el flujo energético en función del clima y los precios dinámicos, permitiendo a los usuarios reducir costos y aumentar la eficiencia. Además, permite integración con sistemas de terceros y está completamente alineada con los estándares internacionales más recientes, facilitando el trabajo de instaladores y empresas de servicios eléctricos.

Experiencia interactiva y alianzas globales

Durante el primer día del evento, se llevaron a cabo demostraciones en vivo, charlas técnicas y sesiones interactivas con ingenieros de Solis, quienes compartieron casos de éxito en Europa, Asia y mercados emergentes.

Además, los socios internacionales destacaron el compromiso de Solis con el soporte local y la agilidad de su I+D para adaptarse a las necesidades específicas de cada región.

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Bogotá fue el escenario de una nueva reunión entre los expertos comisionados de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia, con la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) de Panamá, en cabeza de Zelmar Rodríguez Crespo.

En este encuentro, y después de varias reuniones, se definió el texto de un acuerdo regulatorio que se suscribirá y permitirá el intercambio de energía eléctrica entre Colombia y Panamá.

“Durante este espacio de diálogo entre ambas autoridades, se evaluaron ámbitos importantes para que esto sea una realidad, entre ellos las transacciones de energía de corto y de largo plazo, las transacciones en firme, algunas disposiciones operativas generales y la conformación de un eventual comité de reguladores de la interconexión entre ambos países”, indicó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

Adicionalmente, este acuerdo bilateral también contempla temáticas como la promoción de la participación de los agentes de ambos países en mercados regionales, mecanismos de resolución de controversias, vías de seguimiento de las transacciones y reglas de acceso, manejo y divulgación de la información, entre otros.

Por su parte, la administradora de la ASEP, Zelmar Rodríguez Crespo, destacó que este proyecto de acuerdo regulatorio bilateral se trabajó bajo los principios de eficiencia económica, beneficio mutuo para los países, visión regional, transparencia, neutralidad, simplicidad, reciprocidad, viabilización de efectos y reconocimiento.

Este texto definitivo se aprobará en Sesión CREG (reunión en la que se toman las decisiones regulatorias del país) para que surta todo el debido proceso de aprobación y posterior puesta en marcha.

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Future Energy Summit (FES), la gira de encuentros de profesionales de las energías renovables, llegará a Perú el próximo 29 de septiembre y promete una importante convocatoria del sector energético local e internacional.

Se espera la confluencia de más de 500 stakeholders, incluyendo ejecutivos de empresas de generación, distribución y transmisión, así como inversores y expertos en financiamiento de energías renovables.

Entre los primeros asistentes, confirmaron su participación Marco Fragale, CEO de Orygen y Walter Sciutto, CEO de Pluz Energía Perú, dos empresas claves del mercado eléctrico peruano.

ENTRADA FES PERU

En concreto, los ejecutivos formarán parte del panel denominado “La visión estratégica de los grandes actores para el impulso de la Transición Energética de Perú” junto a otros pares de empresas del sector.

La participación de este perfil de ejecutivos y empresas no es menor. Lideran negocios en el mercado eléctrico peruano y tienen en cartera importantes proyectos para los próximos años.

Orygen cuenta con más de 2,3 GW de capacidad instalada, destacándose como la principal generadora de energía eólica y solar del Perú. Y la empresa va por más al avanzar con un portafolio que supera los 10 GW renovables en todo el país.

Los planes de inversión 2025-2029 de Pluz Energía Perú incluyen más de 5 obras de infraestructura de transmisión, entre subestaciones y líneas que unirán zonas estratégicas para el despliegue de nuevos proyectos.

Esta primera edición de FES Perú se desarrollará en un contexto donde el parque de infraestructura de generación y transmisión está en plena expansión y la implementación de modificaciones legislativas y reglamentos motivaría nuevas licitaciones.

ENTRADA FES PERU

En la actualidad, la potencia instalada de eólica y solar en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) alcanza los 1503,1 MW en centrales en operación. Pero el horizonte de nuevos negocios es enorme.

La cifra de desarrollos renovables no convencionales asciende a 22.995,7 MW distribuidos entre 103 proyectos con Estudios de Pre Operatividad (EPOs) aprobados por el ; de los cuales, 15 que suman 2,9 GW ya cuentan con concesión otorgada y se encaminan a potenciar la generación en Perú.

¿Cuándo ingresarán al sistema? ¿A quién venderán energía? ¿Está la infraestructura eléctrica preparada para este volumen de proyectos? Son algunas de las preguntas que abordará el encuentro FES Perú.

La agenda del 29 de septiembre incluirá una jornada matutina y otra vespertina con paneles de discusión, espacios de networking y presentaciones destacadas sobre el impacto de la nueva regulación en la competitividad del sector.

Uno de los aspectos centrales que se abordará en FES Perú es la posibilidad de que los generadores firmen contratos de suministro de energía directamente con grandes usuarios sin la exigencia de contar con potencia firme, un cambio fundamental introducido tras la modificación de la Ley 28.832.

Además, el modelo de licitaciones públicas se renovará con la introducción de bloques horarios. Este enfoque permitirá una mejor segmentación de la demanda y una mayor eficiencia en la asignación de contratos, facilitando la integración de energías renovables en el sistema eléctrico.

En el encuentro, empresarios y representantes de organismos internacionales debatirán sobre estas oportunidades que surgen con la apertura del mercado, los nuevos esquemas de contratación y próximas licitaciones.

Las entradas para FES Perú están disponibles. Aproveche los tickets early bird. Y no se pierda la oportunidad de asistir y ser parte del encuentro líder del sector.

ENTRADA FES PERU

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La estabilidad fiscal, cambiaria y financiera se posiciona como un pilar imprescindible para el desarrollo de las energías renovables en Argentina. Así lo consideró Jorge Brito, accionista de Genneia y presidente de River Plate, quien remarcó que sin previsibilidad no se pueden encarar proyectos a futuro, ya sea en generación o  infraestructura crítica como las líneas de transmisión.

“La estabilidad económica permite invertir, permite visualizar el negocio de largo plazo”, expresó Brito durante la inauguración oficial del parque eólico La Elbita en Tandil, en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

El empresario y dirigente deportivo argentino celebró la estabilidad económica lograda bajo la gestión de Javier Milei, más aún si se tiene en cuenta que Argentina ha sido un país caracterizado por vaivenes en su economía y en el riesgo país (actualmente es de 680 pero llegó a superar los 2100 puntos en los primeros meses de gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica. 

Desde la perspectiva de Brito, el actual escenario de estabilización ofrece un punto de partida para destrabar cuellos de botella estructurales. Una de ellas es la insuficiencia en el transporte de energía, identificada como la principal limitante para expandir la capacidad instalada de fuentes renovables. 

“Se requiere también de una inversión importante en transporte de energía, a largo plazo y que requiere de estabilidad económica. Están sentadas las bases para empezar a resolver un montón de problemas, entre ellos la falta de transporte eléctrico, y Genneia tiene la gimnasia financiera para participar de obras de transmisión” afirmó. 

Incluso, desde la compañía admitieron que jugarán un papel central en la ampliación de la red, siempre y cuando exista un marco regulatorio claro que habilite y acelere la concreción de inversiones de esa índole, ya sea como Genneia o mediante un consorcio de empresas renovables con vocación para ello. 

Brito también dio a conocer cómo se sustenta la estrategia renovable de la compañía y cómo se han convertido en el generador con mayor capacidad verde instalada en Argentina. 

Bajo ese contexto, reveló que el 70% de la inversión de la compañía se financia con crédito y, ante un horizonte de estabilización, podrían movilizarse proyectos renovables a través del mercado local. El dato cobra peso ante la necesidad de contar con condiciones financieras competitivas para mantener el ritmo de expansión.

Actualmente, el 100% del fondeo proviene de mercados internacionales. Sin embargo, un entorno de estabilidad permitiría canalizar inversiones también desde el mercado local. Entre los indicadores positivos destaca el repunte en los depósitos en dólares, especialmente tras el blanqueo y que la recuperación del acceso a crédito bancario, a fin de mejorar la canalización de préstamos en dólares hacia sectores productivos. 

Argentina, además, dispone de un recurso natural de alto valor estratégico. “El potencial o el recurso que tenemos, tanto fuentes eólicas como solares, es inagotable, es inmenso”, señaló el empresario, aunque advirtió que su aprovechamiento exige resolver las barreras estructurales que impiden su masificación.

El RIGI y su impacto relativo en renovables

El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el Gobierno, genera expectativa en sectores industriales. No obstante, el banquero relativizó su alcance en el caso del sector energético, particularmente en proyectos renovables.

A su entender, este tipo de iniciativas ya cuenta con un marco fiscal favorable -bajo la Ley N°27191- y excepciones impositivas que la actividad convencional no posee actualmente; por lo que el diferencial que ofrece el RIGI sería “menor” que en otras industrias. 

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El gobierno mexicano ha comenzado a impulsar iniciativas para fortalecer la producción nacional a través de incentivos vinculados al contenido nacional. El Plan Nacional de Desarrollo 2025-2030 y el Plan México delinean con claridad esta intención. Sin embargo, en el sector de energías renovables, las condiciones actuales parecen aún estar lejos de permitir un cumplimiento efectivo.

«Yo lo veo difícil», advierte Elie Villeda, profesional del sector energético, al ser consultado por Energía Estratégica sobre si México está preparado para detonar una industria nacional fotovoltaica ante potenciales exigencias de contenido nacional.

El Plan México, anunciado por la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo en enero de 2025, incluye acciones como aumentar la soberanía energética y fortalecer la fabricación nacional de vehículos eléctricos e híbridos, en línea con el desarrollo tecnológico y la innovación.

A esto se suma una tercera línea: aumentar el contenido nacional en las compras públicas, lo que podría impactar directamente en el sector fotovoltaico entendiendo que sólo durante este año la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevaría a cabo dos licitaciones de 300 MW y 280 MW para las siguientes fases de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco.

Sin embargo, para que un módulo solar sea considerado como de origen nacional, Elie Villeda insiste en que se debe evaluar toda la cadena de valor. «Tienes que desarrollar toda la industria que viene detrás… poner plantas de refinación de silicio, hacer los lingotes, las obleas, las celdas», y no limitarse al ensamblaje.

En ese sentido, compara el enfoque de México con el de Estados Unidos, donde los incentivos están ligados al origen de componentes críticos. «Si nada más es ensamblaje, en Estados Unidos no te van a dar los incentivos de contenido nacional», ejemplifica sobre el modelo estadounidense.

«El CHIPS and Science Act de Estados Unidos tiene mayores incentivos para que cualquier empresa se vaya a poner en Estados Unidos ¿Porqué irías a poner en México una planta de semiconductores?», observa Villeda. Desde su perspectiva los esfuerzos locales en materia de semiconductores, que fue anticipado en febrero por las autoridades, podría ser aprovechado por centros de investigación más que para el fortalecimiento de una industria.

El aumento de aranceles al acero y aluminio por parte de Estados Unidos es otro tema en boga. El profesional advierte que esto también impacta directamente a México y que esa situación podría estar frenando anuncios oficiales de la presidencia relacionados al sector de semiconductores y metales, que podrían repercutir en el subsector eléctrico.

Actualmente, México cuenta con una capacidad de ensamblaje de entre 600 MW y 800 MW anuales, pero «todas las celdas justamente vienen de China», recalca Villeda. En su visión, una industria local para fotovoltaica difícilmente podrá competir si solo destina sus esfuerzos al mercado local. «Creo que le convendría mucho a México», sostiene, siempre y cuando se tenga acceso al mercado de Estados Unidos, que es «el más competitivo y el que te paga más, para que realmente sea factible poner una planta, no sé, de 1200 MW de celdas en México».

Durante la entrevista con Energía Estratégica, Villeda también abordó la falta de definiciones claras en torno al contenido nacional en el país. Mientras que en EE.UU. se evalúan subproductos como las celdas y el vidrio (este último con industria local consolidada en México), «si lo vas a englobar en una sola cosa», como el ensamblaje, se pierde el incentivo para el desarrollo de una cadena industrial completa.

Además del enfoque técnico y comercial, el profesional advierte sobre un punto clave: la energía ya disponible en el país. Una producción local de celdas requeriría más consumo eléctrico, lo cual podría presionar aún más la red. «Quieres incentivar con más manufactura, cuando no tienes la energía», plantea el profesional consultado.

En el marco de las reformas estructurales impulsadas por el Gobierno, a comienzos de junio se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto para fomentar la inversión en la industria farmacéutica y en la investigación científica, lo cual genera interrogantes sobre posibles réplicas hacia otras industrias estratégicas, como lo pueden ser las energías limpias.

En este punto, Elie Villeda introduce una conexión importante: la reglamentación secundaria del sector energético también está en evolución. «Están terminando de desarrollar las reglas de mercado», explica, en relación a los cambios derivados de las reformas constitucionales que fortalecieron el rol de la CFE. Para el entrevistado, esto podría influir directamente en cómo se defina y aplique el contenido nacional en las futuras normativas del sector.

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El modelo de minería en Perú está experimentando una reconversión estructural: a la lógica extractiva tradicional se suma ahora una visión de largo plazo, alineada con estándares ESG y demandas globales. Y con una cartera de exploración minera 84 proyectos, el país avanza hacia un esquema de desarrollo que combina rentabilidad con sostenibilidad.

“Tenemos una inversión de 1.039 millones de dólares y una enorme cantidad de empleos que tenemos y vamos a tener de manera directa o indirecta, junto a beneficios para la población que está alrededor de la minería. Yo creo que eso es lo que justamente trae en expectativa todos los proyectos de exploración minera, y el Perú eso no es ajeno a que la población en general pueda participar de los beneficios que trae el sector minero formal y seguro”, declaró Adriana Aurazo, vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).

El empleo minero en el Perú registró 238 mil trabajadores durante el 2024, logrando su cifra más alta históricamente. De acuerdo con datos del Instituto Peruano de Economía (IPE), el efecto multiplicador del empleo minero se tradujo en que de cada puesto de trabajo directo se generaron 8.2 puestos de trabajos indirectos, aumentando el impacto positivo en el país.

De allí, el Estado avanza en la promoción y difusión de inversiones en este sector productivo. Además de la cartera de exploración minera 2025 presentada por el Ministerio de Energía y Minas del Perú en marzo de este año, la nueva Cartera de Proyectos de Inversión Minera publicada a finales de abril, suma 67 iniciativas —33 green field y 34 brown field— con foco en cobre, oro, plata y zinc, con una fuerte concentración en el sur andino (45,5% del total de inversión).

En este escenario, el suministro eléctrico emerge como un componente estratégico de la operación minera. Según Adriana Aurazo, el desarrollo de infraestructura propia es clave para garantizar continuidad y autonomía operativa: “Lo que consumes tienes que aportarlo de una u otra manera”, afirmó durante una entrevista con Energía Estratégica. Casos como el de Cerro Verde, que tiene en Arequipa su sede de minería y está generando energía desde Piura en el norte del país, ilustran esta lógica de búsqueda energética.

Southern Peaks Mining (SPM) ya ejecuta esta transformación en terreno. Aurazo, subraya que en la Compañía Minera Condestable (CMC) operan con 100% energía renovable, e integra vehículos eléctricos en todos los niveles de operación, no sólo en la superficie del terreno sino también dentro de las minas.

Este tipo de decisiones responden a factores tanto operativos como estratégicos. Por un lado, la baja de costos de la solar fotovoltaica, baterías y vehículos cero emisiones ha abierto un nuevo abanico de oportunidades para las empresas en zonas remotas, donde la logística energética es más compleja.

“La minería verde tiene que ir de la mano con energías renovables”, sostiene Aurazo. Pero advierte sobre una deuda pendiente: “Faltaría que estos certificados de energías renovables que dan las empresas de suministro energético, puedan también tener un respaldo en pequeña escala”, explica, anticipando que podrían haber avances en este sentido con algunas iniciativas que están promocionando desde el Ministerio del Ambiente.

Además del abastecimiento interno, algunas empresas extienden el beneficio a las comunidades cercanas, contribuyendo a la electrificación rural y fortaleciendo el vínculo social: “También se aporta con proyectos de electrificación, en algunos casos rural, para que nuestro consumo no sea en detrimento de la población y genere una falta de recursos energéticos”, remarcó la vicepresidenta de Asuntos Ambientales, Sociales y de Sostenibilidad de Southern Peaks Mining (SPM).

Una visión de largo plazo exigiría repensar la cadena de valor. Hoy, el 65% del PBI nacional vinculado al sector minero proviene de exportaciones de concentrados. Aurazo consideró clave avanzar en infraestructuras de alta capacidad, nodos de distribución y conexión, para las industrias locales con mercados para exportación.

“Si nosotros sacáramos productos terminados, tendríamos que pensar en una inversión también en la infraestructura”, observó, aclarando que aunque hay algunos esfuerzos como el puerto de Chancay o el nuevo aeropuerto, este sería un gran impedimento de crecimiento en la cadena de valor.

Por lo pronto, siguen avanzando en su compromiso con la sostenibilidad, adaptando por ejemplo los modelos de gestión de residuos. En ese sentido, Aurazo indicó que se está apostando por el relave seco o filtrado como una alternativa que reduce el impacto y libera superficie para plantas de procesamiento moderno: “Va a traer menos espacio para los desechos mineros y mayor espacio para la implementación de plantas más modernas”.

Pero un gran cuello de botella que sigue siendo un obstáculo para las empresas operativas en el mercado peruano serían los tiempos de tramitación para avanzar con nuevos proyectos o modernización de los existentes. “Nuestro mayor problema a la hora de implementar infraestructura y proyectos mineros, es el tiempo”, advirtió.

Según Aurazo, una mejora sustancial podría llegar en 2026 si prosperan los planes de digitalización e inteligencia artificial aplicados a los sistemas de licenciamiento. “Las autoridades están apostando por nuevas tecnologías, por innovación”, afirma, y considera que este cambio, así como el de una mayor incorporación de energías renovables en los procesos productivos, será clave para aumentar la competitividad del sector en los próximos años.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió nueve ofertas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque solar Melo. 

ABCD Trading, Diesel Motors, Impacto Construcciones, Ingener, PowerChina, PRODIE, Tecnosud, Teyma y Ventus son las compañías que se postularon para llevar adelante el proyecto de 75 MW de potencia. 

Esto significa que UTE nuevamente recibió un mix de propuestas nacionales e internacionales para la central de generación renovable que se instalará en la localidad de Cerro Largo y que contempla ampliaciones a ejecutar en la estación transformadora Melo B. 

El parque tendrá una potencia instalada en paneles solares, debe tener al menos 85 MWp y máximo 100 MWp de potencia en condiciones STC. Mientras que la capacidad de los inversores deberá oscilar entre 78 MW y un máximo de 83 MW en corriente alterna en condiciones ST.

Esto significa que la suma de las potencias unitarias de los inversores, consideradas en dichas condiciones STC, debe ser igual o superior a 75 MW y como máximo de 80 MW.

Y cabe recordar que esta es la segunda convocatoria del primer módulo de 100 MW necesario a incorporar por año a partir del 2026 para abastecer la demanda en los próximos años, tras lo hecho a mediados del 2024 con la planta fotovoltaica Punta del Tigre (25 MW), en la que Teyma se consolidó como ganadora. 

¿Cómo sigue el proceso? 

Si bien aún no se revelaron los precios ofertados, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la firma de la notificación del contrato la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 730 días corridos (2 años).

Mientras que las instalaciones deberán estar diseñadas para tener una vida útil de treinta años y el proyecto deberá tener con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital. .

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Brasil da pasos importantes hacia la consolidación del hidrógeno de bajas emisiones como pilar de su estrategia energética, pero aún enfrenta obstáculos clave para estructurar un mercado robusto y competitivo. 

Según datos recopilados por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), ya se identificaron 108 proyectos en el país,  lo que representa un volumen muy amplio para un mercado que está en auge en Brasil. 

“12 de esos proyectos ya están en operación, con una escala menor, que impulsarán el desarrollo del mercado, ya que la gran mayoría de proyectos en proceso todavía están en desarrollo y deben despegar en los próximos años”, afirmó Marília Rabassa, coordinadora del Grupo de Trabajo de Hidrógeno Verde de ABSOLAR. 

“El marco legal del hidrógeno verde representó un avance importante porque aporta mayor seguridad jurídica para los inversores”, agregó. 

La segunda ley de H2, aprobada en septiembre del año pasado, estableció directrices para la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones, incluyendo criterios de certificación de origen e intensidad de carbono y el lanzamiento de un sistema nacional de certificación.

Este nuevo marco también reconoce al hidrógeno en la planificación energética nacional, lo que según Rabassa, es clave para orientar inversiones en transmisión, carga y generación eléctrica.

Uno de los avances recientes es la incorporación de las “obligaciones de infraestructura” como mecanismo de financiamiento competitivo, habilitado por la Ley N° 12.431/2011. Esta herramienta facilita el acceso al capital para proyectos de hidrógeno, especialmente si el incentivo recae en el comprador, lo que amplía el interés financiero en esta tecnología.

En paralelo, la legislación de H2 establece un esquema de créditos fiscales de hasta R$ 18.300.000.000 hasta el año 2032. Estos fondos podrán cubrir hasta el 100% de la diferencia de precio entre el hidrógeno de bajas emisiones y sus sustitutos fósiles.

A pesar del marco legal y los instrumentos anunciados, el desarrollo del mercado aún enfrenta lagunas regulatorias críticas. Rabassa advierte que todavía falta implementar normativas complementarias, entre ellas el proceso detallado de certificación, las reglas de acceso a infraestructura, los beneficios fiscales específicos y una definición clara de derechos e incentivos para los actores involucrados.

Además, la desconexión entre oferta y demanda representa un cuello de botella estructural. Esta falta de sincronización impide establecer contratos de largo plazo entre productores y consumidores, limitando la viabilidad comercial de los proyectos.

“Es necesario crear incentivos para el consumo de hidrógeno bajo en carbono”, remarcó la coordinadora de ABSOLAR, quien también llama a establecer instrumentos económicos efectivos para la fijación de precios.

Potencial exportador y visión de futuro

Brasil se posiciona como uno de los países con mayor proyección de LATAM para producir hidrógeno verde a escala global, de manera que ya hay más de R$ 441 mil millones en inversiones anunciadas, según estudios de ABSOLAR. 

“La perspectiva de crecimiento es acelerada, tanto para la demanda doméstica como para la exportación”, enfatizó la especialista, mirando al H2 como una herramienta estratégica para la descarbonización industrial y un futuro commodity de exportación.

Para explotar ese potencial, la especialista señala que es prioritario regular completamente los hitos legales del hidrógeno y del mercado de carbono, fortalecer la certificación y generar incentivos directos al consumo mediante subastas u otros mecanismos de fomento.

Finalmente, promover centros logísticos de exportación e importación y desarrollar una infraestructura dedicada a acuerdos bilaterales serán fundamentales para conectar la producción nacional con los mercados internacionales.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El repowering como motor de la eficiencia

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

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

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

Cartera de proyectos diversificada y en crecimiento

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

Proyectos eólicos terrestres clave:

• Aldehuelas (47,2 MW)

• Juno (49,5 MW)

• Urano (30,4 MW)

• Luna (49,5 MW)

• Lanternoso (24 MW)

• Plana de Zaragoza (24 MW)

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

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

Proyectos solares operativos:

• Andasol 3 (49,9 MW)

• Casa Valdés (44 MW con PPA)

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

• Puerta del Sol, Las Vaguadas

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

Expansión europea: una huella renovable más amplia

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

FES Iberia 2025: Una hoja de ruta compartida

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

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

Redes y cooperación: acelerando la transición

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

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

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

REVIVE FES IBERIA 2024 AQUÍ:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los ganadores se conocerán al cierre del próximo mes

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

AEGE: La demanda industrial exige previsibilidad regulatoria

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

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

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

TotalEnergies: infraestructura renovable orientada a la demanda futura

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

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

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

Sinergia para reactivar la demanda

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un mensaje claro al sector privado

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

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

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

Dos décadas de innovación, un futuro de crecimiento

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

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

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

Características clave en aplicaciones conectadas a la red:

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

Características clave en aplicaciones fuera de la red:

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

SolisCloud AI – Asistente inteligente para gestión energética

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

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

Principales ventajas:

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

Un ecosistema energético completo para todas las aplicaciones

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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