Información de Mercado

España necesita urgentemente una regulación que active un mecanismo de capacidad, advierte Chema Zabala , director general de Alantra Energy Transition. Según el ejecutivo, el mix de generación actual y las expectativas de demanda futura podrían generar situaciones de tensión en la red, dejando al país sin suficiente capacidad firme en momentos críticos. «El operador del sistema ha identificado que, con las expectativas de demanda y el mix actual, podrían producirse situaciones de tensión donde no haya capacidad firme suficiente para cubrir la demanda», explica Zabala.

Tecnologías como los ciclos combinados y potencialmente las baterías , claves para aportar firmeza, se enfrentan hoy a pérdidas económicas que podrían llevar a su cierre sin un mecanismo que asegure su retribución.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) propuso un mercado de capacidad que contempla la participación de la generación, el almacenamiento y la demanda . Este mercado se estructurará mediante subastas competitivas gestionadas por Red Eléctrica de España (REE) , con la supervisión de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) .

Las subastas se dividirán en tres tipos :

• Subastas principales : Orientadas a cubrir necesidades estructurales de largo plazo , con contratos de hasta 15 años .

• Subastas de ajuste : Destinadas a resolver desviaciones puntuales o necesidades imprevistas , con plazos de entrada y entrega de 12 meses .

• Subastas de transición : centradas en activar el mecanismo para proporcionar capacidad firme durante el período de transición hacia la implementación total del mercado.

Las instalaciones de generación participantes no podrán emitir más de 550 g de CO₂ por kWh , y deberán cumplir requisitos de firmeza y flexibilidad que permitan la integración de renovables.

Apagón ibérico: una llamada de atención para Europa

Además, el 28 de abril de 2025 , un apagón masivo afectó a España, Portugal y partes del sur de Francia , dejando a millones de personas sin electricidad durante varias horas. Este evento expuso la vulnerabilidad de las redes eléctricas europeas y subrayó la urgencia de fortalecer la infraestructura energética para evitar futuras crisis.

A pesar de que sus causas aún se investigan, el evento reavivó el debate sobre la necesidad de revisar los protocolos operativos para la integración de energías renovables en el sistema eléctrico. «No podemos afirmar que el apagón se debiera a la falta de un mecanismo de capacidad, pero es evidente que contar con uno que incentive el almacenamiento podría aportar no solo firmeza, sino también servicios clave como el control de tensión y la estabilidad del sistema, que sí parecen estar relacionados con lo ocurrido el 28 de abril», indica Zabala. «Sin duda, el almacenamiento ayudará a evitar o, al menos, minimizar el impacto de este tipo de eventos», añade.

Zabala será una de las figuras clave de la Future Energy Summit (FES) Iberia 2025 , el encuentro de alto nivel que reunirá a más de 400 ejecutivos del sector energético el 24 de junio en el Auditorio Betancourt del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid . El encuentro abordará la seguridad energética , el papel del almacenamiento y los retos regulatorios para la integración de las renovables.

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El contexto en el que se desarrollará este evento no podría ser más oportuno, pues se tratarán temáticas que levantan alertas sobre la necesidad de reforzar la resiliencia del sistema eléctrico .

El almacenamiento como solución clave

En este contexto, el almacenamiento de energía se perfila como una solución clave . «Es una tecnología que debería permitir una mayor seguridad en la operación del sistema», afirma el ejecutivo. Destaca su capacidad para ofrecer servicios de respuesta rápida, control de voltaje y soporte de localización , esenciales en un sistema con alta penetración de renovables .

Para Alantra , el almacenamiento es un componente fundamental de la solución , pero su implementación también requiere previsibilidad . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», comenta Zabala.

Barreras al desarrollo y señales del mercado

Si bien el contexto del mercado no está frenando la inversión, el desarrollo de proyectos de almacenamiento enfrenta obstáculos . “No estamos viendo retrasos por el mercado, sino por el propio desarrollo del proyecto”, explica Zabala, mencionando en particular problemas de permisos y uso del suelo .

Sin embargo, el mercado ofrece señales prometedoras . «Cada vez más, las señales del mercado sugieren que la inversión en almacenamiento es rentable», afirma. Si bien el mecanismo de capacidad no está diseñado para esta tecnología, podría mejorar la rentabilidad al ofrecer ingresos contractuales .

Fondos FEDER y apoyo público

Zabala destaca el papel que pueden desempeñar los fondos FEDER , cuyas asignaciones se esperan antes de fin de año. «Se debería asignar una cantidad considerable de apoyo a proyectos de almacenamiento, lo que permitirá ampliar rápidamente la combinación disponible en el sistema», señala.

El Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) es uno de los principales instrumentos financieros de la UE destinado a reducir las disparidades entre regiones y promover un desarrollo equilibrado .

En el sector energético, FEDER cofinancia proyectos que promueven la eficiencia energética, las energías renovables y el almacenamiento de energía , contribuyendo así a la transición hacia una economía baja en carbono .

Según el Parlamento Europeo , el Fondo Europeo de Desarrollo Regional (FEDER) destinará más de 200.000 millones de euros entre 2021 y 2027 a proyectos de cohesión , una parte importante de los cuales se destinarán a la eficiencia energética, el almacenamiento y las infraestructuras bajas en carbono .

España ha anunciado la asignación de hasta 700 millones de euros de fondos FEDER para proyectos de almacenamiento , a distribuir en 2025 .

Zabala destaca que este apoyo, junto con señales claras del mercado , pueden acelerar el escalamiento del almacenamiento en el país.

En total, se espera que FEDER financie entre el 50% y el 85% de los proyectos estratégicos en regiones menos desarrolladas , lo que lo convierte en una herramienta crítica para la integración de energías renovables en zonas con limitaciones estructurales.

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Comparación europea y desafíos futuros

Zabala señala que los retos de España son comunes a otros mercados europeos , como Alemania e Italia . «Observamos una gran diferencia entre los precios del mediodía y los precios punta nocturnos, con unos costes de integración muy elevados», señala.

Otros países están respondiendo con diferentes mecanismos para promover el almacenamiento, como los ingresos contratados en Italia o los servicios de arbitraje y compensación en Alemania . En el caso español, «el diferencial estructural es moderado, pero interesante, y los servicios de compensación se están disparando», explica.

Un llamado a la acción

Para Zabala, la respuesta no puede demorarse más . «Esperamos que este año traiga un impulso muy importante para el almacenamiento», afirma. En su opinión, el Gobierno debe revisar el funcionamiento del sistema y, si es necesario, modernizar los componentes de las plantas renovables para afrontar mejor estos desafíos.

Finalmente, el ejecutivo resume el objetivo central del sector: “No hay que frenar el ritmo del sector, sino avanzar en la dirección correcta con los ajustes que se vienen reclamando desde hace tiempo”.

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Con más de 1.000 MW construidos y 340 MW adicionales en pipeline, Ennova consolida su liderazgo como aliado de centrales de energías renovables en el Caribe. La empresa ha participado en algunos de los proyectos más emblemáticos de República Dominicana, abordando con rigurosidad los retos logísticos, técnicos y regulatorios que enfrenta esta industria en expansión.

El parque fotovoltaico Cotoperí, con 180 MW, ya se perfila como el de mayor escala del mercado dominicano. La obra, propiedad de Acciona Energía, será puesta en operación comercial este mismo año y representa un punto de inflexión para la generación solar en la isla.

En paralelo, Ennova también ha iniciado la construcción de Villarpando, un proyecto de 120 MW desarrollado junto a TotalEnergies, y ha desplegado otras iniciativas como Maranatha (10 MW) y Zonaxol (50 MW sobre techos industriales), que, sin alcanzar esa magnitud, destacan por su innovación técnica y estratégica.

“Zonaxol es un proyecto único en su clase”, manifiesta Rafael Burgos, director general de Ennova, en referencia a la instalación de generación solar sobre los techos del Parque Industrial Víctor Espaillat Mera (PIVEM). “No existe en toda la región un proyecto en techos de un parque industrial de estas características, de esta escala”, remarca, subrayando el valor que aporta en sostenibilidad y perfil corporativo a las industrias que operan dentro del parque.

Además de estas obras, Ennova prepara la ejecución de nuevos proyectos de 10 y 20 MW, distribuidos entre las regiones norte y sur de República Dominicana, al tiempo que se adentra en el desarrollo de sistemas con almacenamiento energético, un componente cada vez más exigido por la regulación local.

“Recién estamos participando en las primeras experiencias de almacenamiento, en este momento a nivel de ingeniería”, indica Burgos. Según explica, las principales preocupaciones actuales están centradas en “cómo optimizar las pérdidas totales generadas por la carga y descarga de las baterías, así como los aspectos de seguridad y degradación de las mismas”. Reconoce que estos factores representan una alta incertidumbre y tienen un impacto crítico en el modelado financiero de los proyectos.

Durante su participación en una entrevista audiovisual en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), el ejecutivo abordó también los desafíos estructurales que impactan la ejecución de obras renovables en la región. “Los principales desafíos en materia de construcción tienen que ver con la logística internacional y local, especialmente por la ubicación apartada de muchos proyectos”, detalla.

“Los transformadores de potencia siempre constituyen un desafío importante por la fragilidad, el peso y la dimensión de este tipo de cargas”, destaca Burgos, en alusión a los cuidados específicos que requiere el transporte y montaje de estos equipos.

El reclutamiento de personal calificado en zonas alejadas, la presión por cumplir con los cronogramas y la falta de estandarización normativa también son obstáculos críticos. “Muchas veces se convierte en un desafío relevante completar toda la plantilla que estos proyectos exigen, normalmente con mucha presión de tiempo”, explica.

En la etapa de puesta en marcha, la interacción con múltiples agencias estatales y técnicas introduce duplicidades y demoras que, según el ejecutivo, podrían resolverse con protocolos unificados. “Hay mucha oportunidad de estandarizar normativas que permitan una mayor agilidad y que eviten la duplicidad de esfuerzos”, sugiere.

Pero la clave estructural está en la planificación. En ese punto, Burgos es enfático: “Entrar en estos proyectos sin una planificación detallada, sin un análisis de riesgo, puede implicar desviaciones de muy alto impacto en el costo o en el tiempo”. Y concluye: “Nunca hay que minimizar el valor de esa planificación”.

Desde hace años, Ennova se posiciona como un actor clave en la transformación energética de República Dominicana, ofreciendo servicios de ingeniería, construcción y operación con un fuerte enfoque en eficiencia técnica y reducción de costos. La compañía ha trabajado junto a corporativos internacionales en proyectos que no solo incrementan la capacidad renovable instalada, sino que también mejoran el desempeño financiero y operativo de las inversiones.

De hecho, en la entrevista brindada en FES Caribe ha compartido su filosofía de trabajo, centrada en evitar errores que deriven en sobrecostos. La empresa sostiene que anticipar escenarios críticos en la fase de diseño e ingeniería permite reducir tanto el CAPEX como el OPEX, lo cual se ha vuelto esencial en un contexto de mercados más competitivos y exigencias regulatorias crecientes.

Con presencia firme en el país, alianzas con líderes globales y una estrategia de crecimiento basada en datos y experiencia, Ennova se propone seguir consolidando su rol como aliado para proyectos renovables en la región. La incursión en sistemas de almacenamiento y la diversificación de los proyectos en los que se compromete perfilan a la firma como un socio técnico de referencia para la nueva etapa de desarrollo energético dominicano y caribeño.

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Parque Eólico Arauco avanza a paso firme en la consolidación de su matriz energética, de manera que en los próximos meses prevé lograr COD en uno de sus proyectos insignia de los últimos años y, con ello, llegar a 250 MW en operación, de los cuales 150 MW serán de propiedad directa y 100 MW estarán bajo operación para terceros.

Uno de los hitos más relevantes en este proceso será el ingreso en operación comercial de PEA III, un parque eólico de 100 MW de capacidad cuya primera etapa ya se encuentra habilitada desde fines de 2023. 

“Semanas atrás salió la confirmación de los contratos con CAMMESA para PEA III, que nos permite terminar el parque. Actualmente el proyecto está en etapa de pruebas eléctricas, pero la idea es llegar a COD en los próximos dos o tres meses”, declaró Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, en diálogo con Energía Estratégica. 

Este avance se enmarca dentro de un esquema de reinversión que inició hace más de un año y medio, cuando Parque Eólico Arauco concretó la desinversión de PEA II. Los fondos obtenidos fueron destinados a dos desarrollos claves: la ampliación de PEA I, con 32 MW adicionales, y la construcción completa de PEA III en la provincia de la Rioja.

En total, se destinaron USD 190 millones para instalar 132 MW nuevos, lo que representa uno de los movimientos de capital más relevantes del último año en el sector eólico argentino.

La habilitación de estos proyectos está respaldada por la normativa vigente. En ese sentido, la empresa ya cuenta con contratos celebrados bajo el Decreto 476/2019, herramienta lanzada durante la presidencia de Mauricio Macri que permite la contratación directa de energía entre el Estado Nacional y empresas provinciales. 

“Somos el único parque que ya tiene habilitado parcialmente un contrato de esa índole en Argentina”, remarcó el entrevistado.

En términos de eficiencia, la compañía también marca diferencia. Con el uso de 101 aerogeneradores Siemens Gamesa SG 3.4-132, y con el know-how de la instalación, integración de contratistas, adquisición tecnológica y obras civiles, los proyectos se han ubicado en diversas oportunidades dentro del top 3 de los parques eólicos más eficientes de Argentina en cuanto a factor de carga. 

Además del rendimiento técnico, destaca la capacidad de ejecución del equipo: “Las obras se adelantaron casi tres meses de lo que habíamos planeado”, señaló el directivo.

Paralelamente, Parque Eólico Arauco da pasos en su primer parque solar, con una potencia prevista de 50 MW, también bajo contratos del Decreto 476/2019. Este nuevo proyecto se insertará entre las filas de aerogeneradores ya existentes, con el objetivo de ser pioneros en la hibridación renovable en el país. 

“Estamos centrados en la parte técnica, para juntar las dos tecnologías, el despacho de la energía y demás, que tiene sus complejidades. Pero vamos avanzando bien de cara a la construcción del parque solar de 60 MWp, que está previsto alcance COD durante el primer trimestre del 2026”, reveló Parmigiani.

En cuanto al almacenamiento energético, la compañía sigue con atención la evolución de los precios de las baterías y los modelos regulatorios propuestos por CAMMESA. Aunque no participará en la licitación AlmaGBA, reconoce el potencial estratégico de esta tecnología. 

La clave estará en la utilidad del sistema para CAMMESA, tanto desde el punto de vista económico como desde la confiabilidad operativa y para reemplazar generación forzada, hoy abastecida por combustibles fósiles. 

“Si todos los años hay una licitación de 500 – 600 MW de capacidad en baterías a nivel nacional, sería muy positivo para el mercado”, subrayó el especialista. 

La compañía también prevé el desarrollo de proyectos de líneas de interconexión con otras provincias, lo que permitiría ampliar la capacidad de transporte de energía. No obstante, ese avance dependerá de cómo evolucionen las regulaciones sobre monetización de nuevas líneas tras el reciente plan de transmisión publicado por el gobierno.

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La reciente reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW para acceder al mercado eléctrico libre de Chile, avalada por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), marca un punto de inflexión para el sector. 

Esta decisión, que entró en vigor en diciembre de 2024, permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan migrar al régimen de cliente libre, incorporando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética adicional al sistema, de acuerdo a análisis de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN). 

Aunque el cambio normativo ya rige, su impacto será gradual, dado que la migración de clientes requiere un plazo reglamentario de un año. Aun así, el sector ya empieza a vislumbrar los desafíos estructurales que esta transformación implica para el modelo de comercialización.

Desde Grenergy, Marión Díaz González, ejecutiva senior en Mercado Energético de la compañía, advirtió que el ingreso de clientes más pequeños, como MiPyMEs -o eventualmente usuarios residenciales- obliga a un rediseño profundo del modelo operativo, que históricamente ha estado enfocado en grandes consumidores y contratos a medida. 

A su juicio, hay tres dimensiones estratégicas que deben ser abordadas con urgencia si se busca consolidar un mercado más competitivo y funcional, siendo la primera de ellas la automatización del modelo operativo sin deteriorar la calidad del servicio.

La segunda dimensión crítica es la gestión financiera y de riesgo. Díaz González identifica dos grandes desafíos: por un lado, la morosidad y la necesidad de diseñar mecanismos de cobranza eficaces, incluyendo modelos de cobro anticipado, prepago o garantías por consumo estimado; por otro, la limitada disponibilidad de herramientas para gestionar la volatilidad del mercado. 

“Hoy dependemos solamente de los contratos físicos, los contratos bilaterales, pero desde Grenergy creemos que falta desarrollar el mercado para el uso de derivados financieros aplicado al mercado eléctrico”, afirmó Marión Díaz González, durante un webinar de ACEN. 

“Este desarrollo de instrumentos nos permitiría a los comercializadores gestionar mejor la exposición al precio spot y obtener productos más estables, competitivos y diversificados”, agregó. 

La tercera dimensión estratégica es la estandarización de productos, una condición esencial para escalar el modelo de negocio y atender a una base de clientes más fragmentada. El desafío está vinculado con el pase de contratos a medida a un diseño de ofertas estandarizadas”.

No obstante, el marco normativo aún presenta zonas grises que dificultan esa transición. “La regulación no define con claridad cómo se van a integrar, por ejemplo, servicios como el almacenamiento o el autoconsumo dentro de los contratos de suministro eléctrico”, apuntó la especialista. 

“Tampoco está normado si un comercializador puede incluir la instalación de una batería en su oferta ni cómo gestionan esos flujos, cómo se calcula el impacto en la factura ni cómo se coordina con la distribuidora o con el Coordinador Eléctrico Nacional”, continuó. 

Frente a este escenario, Grenergy propone el establecimiento de sandbox regulatorios que permitan ensayar nuevos modelos comerciales sin el riesgo de penalización. “Para promover esta diversificación, lo primero es establecer espacios pilotos”, señaló Díaz González. 

La creación de marcos experimentales permitiría innovar en esquemas de contratación, integrar tecnologías emergentes y habilitar nuevas formas de competencia dentro del mercado.

Importancia de la taxonomía de productos energéticos para escalar el negocio

Además de la necesidad de infraestructura, estandarización contractual y nuevos instrumentos financieros, Grenergy subraya un punto estratégico clave: la estructuración clara de las ofertas comerciales. 

“Hay que prestarle importancia a la taxonomía de productos, que definirá una estructura para que el cliente pueda entender y elegir”, explicó la ejecutiva. Es decir que una clasificación clara y compartida no solo facilita la comparación entre ofertas, sino que también aumenta la transparencia del mercado y mejora la experiencia del usuario. 

Desde la visión de Grenergy, el fortalecimiento del rol del comercializador también depende de la capacidad de construir propuestas de valor con componentes innovadores. En ese sentido, el nuevo escenario del mercado libre no será solo una cuestión de precios y contratos, sino también de diseño inteligente de productos, visión regulatoria proactiva y capacidad operativa para responder a una demanda más amplia y dinámica.

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En el Día Mundial del Ambiente, con la activación de su plataforma digital, concebida como un instrumento innovador que facilita y transparenta las transacciones de comercialización en el mercado de carbono voluntario, la Bolsa Argentina de Carbono (BACX) inició hoy formalmente sus operaciones en el país, durante un evento realizado en sus oficinas de la Ciudad de Buenos Aires.

BACX, con esta plataforma de trading, operará en el mercado voluntario de carbono argentino a través de un sistema completamente digital que permite listar y negociar créditos de carbono verificados de todos los estándares internacionales, garantizando transparencia y trazabilidad.

“Al facilitar la compraventa de estos créditos verificados, BACX busca abrir una vía estratégica para que Argentina genere divisas a partir de un nuevo activo financiero”, expresó Alejandro Guerrero, CEO de BACX. Explicó además, que el modelo operativo de la plataforma se apoya “en socios estratégicos como ACX y Lockton, que aportan conocimiento especializado en áreas como trading, riesgo, escalabilidad del mercado y financiamiento”.

Asimismo, el directivo detalló que BACX aspira a convertirse “en la entidad que impulse el desarrollo y la promoción de proyectos nacionales, operando como un instrumento que colabore con el desarrollo productivo y competitivo de Argentina, y sirviendo de puente entre la acción climática y las necesidades de inversión”. 

Por su parte, Aleandra Scafati, vicepresidenta de BACX y reconocida especialista en mercados de carbono, señaló: «El mercado de carbono voluntario global ofrece grandes oportunidades en este momento de definiciones internacionales y Argentina, si aborda adecuadamente sus desafíos, tiene muchas posibilidades de capitalizarlas”.

Según Scafati, la puesta en marcha de BACX “se alinea con la Estrategia Nacional para el Uso de Mercados de Carbono (ENUMeC) del país, que contempla el uso de estos mercados para el cumplimiento de sus metas climáticas”. 

Por su parte, Adrián Cosentino, director de BACX, describió los aspectos técnicos y los resguardos jurídicos de la plataforma, destacando que cuenta con estándares internacionales de seguridad, gobernanza y mecanismos de mitigación de riesgos. 

Cosentino explicó que la plataforma está diseñada para asegurar que cada operación de compraventa de créditos de carbono sea “transparente, trazable y verificada bajo los estándares internacionales más representativos a nivel global. Estamos poniendo a disposición del mercado nacional la tecnología más segura y confiable existente en el mundo, para garantizar la gobernanza de las operaciones financieras”, agregó. 

Durante el evento, se realizó una demostración en tiempo real de la apertura de una cuenta y de una transacción de compraventa digital.

BACX también presentó tres iniciativas argentinas de certificación de carbono que utilizarán su plataforma para transaccionar sus créditos emitidos. Los casos expuestos fueron: la forestal Unitán, con créditos por sus operaciones en Chaco y Formosa; Nideport, con un proyecto en Misiones de Soluciones basadas en la Naturaleza; y la Provincia de Misiones, que se convirtió en el primer proyecto jurisdiccional subnacional en avanzar en la certificación de la reducción de la deforestación y degradación de bosques nativos en la Provincia.

Además, según el Primer Informe Bienal de Transparencia (IBT1) publicado en diciembre 2024 de la Argentina, el panorama para el mercado voluntario de carbono argentino es el siguiente:

• Las emisiones netas totales de Gases de efecto invernadero (GEI) de Argentina en 2022 se estimaron en 400.920,59 ktCO2e. 
• Los principales sectores contribuyentes fueron Energía, Agricultura/Ganadería y Usos de la Tierra/Silvicultura.
• Argentina ha actualizado su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) con una meta de mitigación más ambiciosa, utilizando las emisiones netas anuales como indicador.
• El IBT1 también destaca la necesidad de mejorar las capacidades para acceder a mercados de carbono.
• Argentina tiene una meta indicativa de 372 MtCO2e para 2025 en su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC).
• Argentina tiene 60 proyectos registrados en estándares y bases de datos públicos para la certificación y verificación de resultados de mitigación, incluyendo el Verified Carbon Standard (VCS) de Verra.

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Solis ha finalizado una instalación solar con almacenamiento de alto rendimiento de 50 kW en Myanmar, demostrando cómo la tecnología avanzada de inversores híbridos puede habilitar la independencia energética y generar ahorros significativos para empresas en mercados emergentes. Diseñado en torno al potente inversor híbrido Solis S6-EH3P50K-H, el sistema destaca por su confiabilidad, escalabilidad y control inteligente de energía.

Resumen del Proyecto 

• Capacidad del sistema: 50 kW de energía solar fotovoltaica
• Paneles solares: Arreglo de 70.8 kWp
• Almacenamiento: Banco de baterías de litio Longlast de 50 kWh
• Inversor: Solis S6-EH3P50K-H (híbrido)
• Tipo de instalación: Edificio comercial en la Región de Yangon
• Sistemas energizados: Iluminación y aire acondicionado en áreas administrativas y de capacitación, además de respaldo para unidades de TI y comunicación

Tecnología Avanzada para Aplicaciones Comerciales
La solución responde a las demandas de un entorno comercial dinámico con características clave como:

• Transición <10 ms entre operación conectada y fuera de la red, garantizando suministro ininterrumpido
• Corriente de cadena de 20A y sobredimensionamiento fotovoltaico de 2x para maximizar la captación de energía
• Puertos de respaldo duales para priorización de cargas
• Capacidad de sobrecarga de 1.6x para arrancar cargas de alta demanda
• Control integrado de generador diésel para mayor resiliencia durante periodos prolongados con poca radiación solar

Escalable y Resiliente por Diseño
El sistema permite operar hasta seis unidades en paralelo (ampliable a diez bajo solicitud), lo que brinda flexibilidad para adaptarse a futuras necesidades energéticas. Esta escalabilidad lo convierte en una solución a largo plazo ideal para instalaciones comerciales que buscan expandirse o mejorar su resiliencia energética.

“Estamos muy satisfechos con el rendimiento del sistema y la confiabilidad del producto de Solis,” comentó un representante de Amara Power.

Economía Energética Inteligente
El sistema está preparado para el mercado energético actual en evolución: es compatible con esquemas de arbitraje de precios eléctricos dinámicos, plantas virtuales de energía (VPPs) y sistemas de gestión energética (EMS). Al cargar las baterías con energía solar cuando los precios de la red son bajos y descargar durante horas pico, la instalación proporciona ventajas financieras claras.

Un Hito en la Transición Solar de Myanmar
Instalado en una instalación comercial de la Región de Yangon, este sistema de 50 kW fuera de la red ya ha demostrado mejoras significativas en eficiencia energética, reducción de dependencia de generadores y mayor confiabilidad operativa durante cortes de energía. Este proyecto reafirma cómo la tecnología de Solis puede impulsar la adopción de energía solar comercial en mercados como Myanmar, donde la fiabilidad del suministro, la independencia energética y el control de costos son esenciales.

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Se acerca la presentación de ofertas de la licitación de almacenamiento “AlmaGBA”. En menos de un mes (3 de julio) está pautada la apertura de ofertas administrativas y técnicas de aquellos proyectos que competirán por los 500 MW de potencia en sistemas BESS en las redes de Edenor y Edesur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Desde el sector hay altas expectativas sobre el llamado que movilizará inversiones mayores a USD 500 millones, pero también una serie de incertidumbres, retos y oportunidades que encuentran en la convocatoria destinada a proyectos de 10 MW a 150 MW de potencia (de acuerdo a los nodos de conexión) que deberán entrar en operación entre 2027 y 2028.

Y si bien se aplaude que el gobierno tome esta iniciativa y se lleve adelante la primera licitación BESS del país y de Sudamérica, y una de las pioneras en Latinoamérica tras lo recientemente hecho en Puerto Rico y Honduras, todavía hay interrogantes sobre los plazos manejados, como por ejemplo que se especulaba por una nueva prórroga, confirmada el pasado viernes por CAMMESA (es la segunda ya que inicialmente la apertura de sobres estaba prevista para el 19 de mayo) y, la presentación de ofertas pasó del 10 de junio al 3 de julio. 

¿Por qué? Principalmente debido a que el contrato fue publicado en una segunda instancia respecto a lo previsto, y a menos de un mes de que las empresas deban presentar sus proyectos y, por tanto, se conozcan los sobres A. 

Además, profesionales consultados por Energía Estratégica indicaron sobre la complejidad que presenta de cara a la presentación de algunas ofertas, debido a que el marco regulatorio nacional está en vías de cambios tras los lineamientos publicados por la la Sec. de Energía a fines de enero del 2025, 

Por tanto, los especialistas sugirieron que el modelo de contrato de almacenamiento requiere una serie aclaraciones o mejoras para lograr proyectos a costos competitivos 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 presente gobierno) y que ha tenido dificultades para lograr financiamiento externo o resolver la falta de pagos dentro de la industria eléctrica. 

El punto más mencionado está vinculado a que la licitación sólo cuenta con la garantía de última instancia por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA); la cual se activa sólo en caso de que el comprador (Edenor o Edesur) se vea imposibilitado, de trasladar -total o parcialmente- a sus usuarios finales el costo asociado al contrato.

“Si dentro del plazo del vencimiento, el comprador no cancela la factura alegando una imposibilidad de trasladar a los usuarios finales el costo asociado al contrato, el vendedor y el comprador deben denunciar inmediatamente esta situación ante la Secretaría de Energía y ante CAMMESA, quien deberá requerir los fondos necesarios a la Secretaría de Energía para poder efectuar el pago de la factura vencida”, detalla el modelo de contrato. 

“CAMMESA sólo queda obligado a transferir los fondos al vendedor en la medida en que la Secretaría de Energía le remita los fondos suficientes para cancelar la factura vencida”, agrega el documento. 

Los profesionales consultados por este portal de noticias pusieron en foco la importancia de contar con un instrumento similar a la “Triple Garantía” que se aplicó en el Programa RenovAr con respaldo de CAMMESA, el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y el Banco Mundial.

Este mecanismo fue clave para mejorar el rating crediticio de los contratos PPA, atraer ofertas competitivas y garantizar la viabilidad de las rondas del exitoso Programa RenovAr, el cual adjudicó más de 5 GW a lo largo de más de 150 parques renovables a lo largo de todas sus llamados llevados a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri. 

Incluso, la cantidad de ofertas de la primera ronda fue cinco veces mayor a lo adjudicado, hecho que marcó un hito en el sector ya que hasta ese momento, el mercado de subastas de renovables a mediana y gran escala a todavía era incipiente y no estaba tan consolidado como en la acualtidad, más allá de la experiencia del GENREN. 

Es decir que uno de los desafíos para este mercado emergente de baterías en el país es la falta de mayores garantías, lo que podría afectar a la cantidad de oferentes, ya que se vislumbra mayor participación de players con más espalda financiera y que no suceda lo mismo que lo acontecido en el el Programa RenovAr o la licitación RenMDI donde sí hubo múltiples titulares de proyectos. 

Por otro lado, desde el sector denunciaron ciertas demoras de las distribuidoras ante consultas por la capacidad disponible en las subestaciones del AMBA, lo que dificulta la correcta preparación de los proyectos que competirán en la primera licitación de sistemas BESS en Argentina.

Y cabe recordar que en la última circular aclaratoria publicada en la web de CAMMESA, se agregaron y/o modificaron algunos nodos de conexión y límites de asignación, lo que implica cambios en las ecuaciones para los oferentes interesados. 

• Se agregó el nodo 5368 CT Pilar 132 kV 
• Se añadió el nodo 5213 Oro Verde 132 kV
• Se actualiza a 100 MW el límite conjunto del color Celeste Norte que involucra las estaciones Pilar, CT Pilar, Parque, Derqui y Manzone.

De todos modos, a pesar de los puntos mencionados, desde el sector también consideran que la convocatoria AlmaGBA es un gran paso para avanzar en la transición energética y brindar resiliencia al sistema en el corto plazo sin la necesidad de comprar combustibles fósiles, considerando que se hay incentivos al temprano inicio de operación comercial tras la elevación del factor anual para los años 2027 y 2028 (ver nota).

Asimismo, de lograrse buenos resultados tras la adjudicación, el modelo se podría replicar en otros puntos del país, tanto para mitigar cortes eléctricos como para disminuir costos del sistema al reemplazar generación forzada a partir de hidrocarburos por baterías. 

Lo cierto es que entre luces y sombras avanza la licitación AlmaGBA y, en los próximos meses del 2025, Argentina se tendrán los primeros adjudicados de una licitación pública para sistemas BESS stand-alone. 

La entrada Las dudas del mercado sobre la licitación de almacenamiento con baterías por 500 MW en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

M4S, empresa de ingeniería, suministro y construcción del sector energético, acelera su crecimiento con una propuesta de soluciones energéticas integrales para clientes del sector comercial e industrial. 

En apenas tres años, la compañía multiplicó casi por diez su facturación, y para 2025 espera cerrar con ingresos por tres millones de dólares, impulsada por una cartera cada vez más diversificada en generación distribuida y microrredes con baterías.

“El año pasado realizamos bastantes proyectos emblemáticos, el más importante es el sistema de generación fotovoltaica de mayor altitud de América Latina”, destaca José Armando Gastelo-Roque, Founder & General Manager de M4S, en diálogo con Energía Estratégica. 

Ese proyecto de 603 kWp, instalado a 4.700 metros sobre el nivel del mar en la Unidad Minera de Cochacucho, departamento de Puno, marcó un hito para la empresa y consolidó su posicionamiento en sectores donde la autonomía energética es crítica.

Este año, M4S ya construyó 1 MW como suma de varios proyectos pequeños y acaba de suscribir contrato para el montaje de un proyecto de 1 MW, que será uno de los techos más grandes del país, y se instalará en Lima. 

“Este año tenemos proyectado cerrar 5 MW de proyectos solares en EPC, entre solares y baterías, y en desarrollo 20 MW, para realizar la ingeniería, estudios y construcción a partir de 2026”, precisa Gastelo-Roque.

El sector industrial se ha convertido en un mercado clave para el modelo de negocio de M4S. La empresa trabaja con varios clientes de este perfil, que operan en ciudades y también zonas remotas.  

Para atender esa demanda y facilitar la inversión de sus clientes, la empresa empezó a acompañarlos en la búsqueda de financiamiento. “Hemos cerrado una alianza con una financiera para poder ofrecer PPA a clientes industriales y comerciales, y también lo estamos empezando a ofrecer a algunos clientes del agro”, indica el ejecutivo.

Con agroindustriales la empresa ha comenzado a ganar protagonismo con casos de éxito como el de Driscoll’s, la firma internacional de producción de berries, que encargó a M4S la instalación de una microrred solar con baterías completamente autosuficiente. “Es una microrred pionera a nivel nacional”, afirmó Gastelo-Roque en conversación con este medio.

Pero aquello no sería todo, el equipo trabaja actualmente en el desarrollo de futuros proyectos en el segmento del mercado entre 50 kW hasta 10 MW a construir en distintas plazas estratégicas del país. El objetivo es seguir alimentando un pipeline robusto que permita mantener el ritmo de crecimiento en el mediano plazo. Una clave para lograrlo serán las mineras. 

Microrredes en respuesta a la demanda en minería 

La minería se presenta como un mercado clave para el crecimiento de M4S, no solo por sus altos consumos energéticos, sino también por el contexto de extracción local e internacional favorable. 

“El precio del oro está muy alto”, señala Gastelo-Roque. “Eso genera un dinamismo importante en el sector y muchos mineros están dispuestos a invertir directamente en sus sistemas energéticos”.

Según explica, este tipo de cliente valora especialmente el retorno sobre la inversión, y por ello, en numerosos casos optan por esquemas de adquisición directa. “Muchos proyectos se están haciendo con equity. Cuando el retorno es claro, no dudan en poner el capital”, subraya.

La posibilidad de desarrollar microrredes híbridas solares más almacenamiento resulta cada vez más atractiva en este segmento. “El precio del almacenamiento bajó”, agrega Gastelo-Roque, y eso mejora la competitividad de las soluciones aisladas. 

De hecho, en zonas de difícil acceso o sin conexión eléctrica, las tecnologías híbridas permiten reducir significativamente la dependencia del diésel, mejorar la estabilidad del suministro y reducir costos operativos a mediano plazo.

El contexto macroeconómico también juega a favor. “El precio del oro está bastante alto, eso hace que los proyectos mineros sean rentables y tengan una ventana de 3 o 4 años en la que pueden aprovechar el contexto actual para mejorar su matriz energética, y eso es lo que estamos viendo”, explica Gastelo-Roque.

Efectivamente, el precio del oro encontró un equilibrio este año en el orden de los US$ 3.000 Oz (XAU/USD), según datos del World Gold Council, y recientemente se elevó a US$ 3,375.30 Oz (XAU/USD) lo cual favorece inversiones estratégicas por parte de las mineras, incluida la incorporación de energías renovables en sus operaciones remotas.

M4S detecta una demanda creciente en este segmento. “La minería es un sector que tiene muchísimo potencial porque además está muy distribuido, está fuera de Lima, está en zonas aisladas, y eso hace que haya oportunidades para poder seguir creciendo ahí”, añade.

También, observa un cambio en el tipo de soluciones que buscan estas compañías. “Los proyectos ya no son solo de energía solar, sino más bien se está tratando de integrar energía solar con baterías”, detalla Gastelo-Roque. 

“Suelen empezar haciendo un fuel saving solar más diésel o solar más gas, y luego empiezan a implementar baterías que representan un CAPEX más importante, casi duplicando la inversión. Si hablamos de US$ 600 kW o US$ 700 kW en solar, podemos hablar de US$1.500 kW o US$ 2.000 kW en microrred solar más BESS”, agrega. 

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Coral Energía, la empresa del Grupo Corven dedicada al desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica, anunció la firma de un préstamo sindicado por hasta 60 millones de dólares. El financiamiento, otorgado por un consorcio de bancos argentinos integrado por el Banco Nación, Banco Ciudad, Banco Provincia, BST y BIND, será destinado a la construcción y puesta en marcha de siete parques solares en las provincias de Santiago del Estero, Santa Fe, Corrientes y San Juan.

Esta inversión permitirá a Coral Energía acelerar su plan de expansión, como parte del proceso más amplio de diversificación de la matriz energética y la transición hacia fuentes de energía más limpias, sostenibles y eficientes.

“El préstamo sindicado representa un respaldo al modelo de negocios de Coral Energía y a nuestra estrategia de largo plazo. Con esta inyección de capital, estaremos listos para aprovechar la energía solar y generar un impacto positivo en las economías regionales, con creación de empleo y el desarrollo de cadenas de valor integradas por diferentes proveedores que ayudarán a consolidar nuestro rol en el mercado energético solar del país, con la innovación como parte del ADN que caracteriza a Grupo Corven», sostuvo Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energía.

Desde el sector financiero, las entidades participantes destacaron el valor de este tipo de iniciativas en el contexto de la transición energética. Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad, indicó que “la financiación está orientada a promover fuentes renovables para mitigar el cambio climático y mejorar la sostenibilidad de los sectores productivos”. Además, remarcó que la entidad aplica su sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en este tipo de operaciones.

«Nos complace generar alianzas estratégicas con importantes actores del sector privado para impulsar conjuntamente proyectos de energías renovables que colaboren con el medioambiente», señaló Alejandro Tschudy, gerente ejecutivo Banca Empresas de BIND.

«Como integrantes de la Mesa de Finanzas Sostenibles de Argentina propiciamos este tipo de proyectos que colaboran con nuestro sistema de análisis de riesgos ambientales y sociales (SARAS) en la evaluación crediticia tradicional, tendiente a fomentar un mejor desempeño ambiental de nuestras empresas clientes y a alinear la gestión crediticia con las mejores prácticas internacionales», complementó Claudio Saffirio, subgerente general de la Banca Mayorista del Banco Ciudad.

Coral Energía es una empresa argentina del Grupo Corven, dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía solar. Su portfolio se compone 850 Mw en desarrollo, 350 Mw listos para construcción, 280 Mw en licitación, y 45 Mw en contrucción.

Y cabe destacar que la empresa fue una de las principales ganadoras de la licitación RenMDI 2023, adjudicándose ocho centrales por 110 MW, además de sumar los 20 MW en la convocatoria de la provincia de Santa Fe, posicionándose como un player activo del segmento solar en Argentina.

En la provincia de Santa Fe, los cuatro proyectos adjudicados en la convocatoria Generfe del 2023 (por un total de 20 MW) ya cuentan con todos sus componentes en destino. A ellos se suma una central de autogeneración industrial de 800 kW ubicada en la planta de Grupo Corven.

Además, para sus proyectos enmarcados en la licitación RenMDI la empresa ya tiene colocadas las órdenes de compra de los main components, lo que permitirá iniciar su construcción en aproximadamente dos meses.

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El Ministerio de Energía de Chile impulsa un nuevo estudio de precios en sistemas solares térmicos como estrategia para diseñar políticas públicas informadas y efectivas. La iniciativa busca generar datos clave que permitan comprender los costos reales de estas tecnologías y facilitar la toma de decisiones en materia de normativas y programas de apoyo.

“Antes de crear cualquier política pública o normativa, necesitamos información y datos para tomar una buena decisión”, manifestó Fabián Bustos, analista en la Unidad de Recursos Energéticos de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía de Chile, durante un evento de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL). 

Bajo esa premisa, la institución ya comenzó el levantamiento de información técnica y económica que alimentará este nuevo diagnóstico nacional.

El estudio incluirá también un análisis paralelo de índices de precios en bombas de calor, lo que permitirá al Gobierno contar con una base de información más completa para avanzar en una hoja de ruta clara para el sector térmico. “Trabajamos fuertemente en el levantamiento y estándar de las instalaciones térmicas en Chile”, sostuvo Bustos.

El Ministerio articula esta línea de trabajo con el sector académico, generando sinergias para fomentar la investigación aplicada. Actualmente, participa como entidad asociada en un proyecto bajo el marco del Fondo de Fomento al Desarrollo Científico y Tecnológico (FONDEF). 

“El Ministerio de Energía es entidad asociada para desarrollar nuevos módulos de sistemas solares térmicos con almacenamiento en la plataforma Explorador Solar, que contiene información pública relevante del sector. Tenemos mucho trabajo con la academia sobre el almacenamiento térmico”, destacó el funcionario. 

Además del enfoque técnico, la estrategia ministerial contempla la transferencia de capacidades institucionales. La idea es que los resultados del estudio se conviertan en lineamientos que habiliten a organismos como la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) a implementar proyectos concretos. 

“Con datos duros, buscamos generar políticas públicas que se traduzcan en presupuesto para transferir capacidades. Mientras que la segunda pata es mantener lazos con la academia y gremios para difundir el área térmica”, afirmó el analista, en alusión a la falta de visibilidad que aún enfrenta este sector respecto a otras tecnologías renovables.

“Si bien ya se desarrollaron varias iniciativas en el ámbito solar térmico, principalmente en el área sanitaria para calentamiento de agua, aún falta mucho más. Pero tenemos una gran oportunidad para desarrollar, generar nuevas normativas y crecer como país”, agregó. 

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Durante la última sesión de directorio, el capítulo local del World Energy Council (WEC Chile) eligió a Javiera Vásquez como nueva Vicepresidenta de la entidad, reconociendo su trayectoria en sostenibilidad, asuntos públicos y rol activo en los desafíos de la transición energética.

Vásquez, embajadora de Women in Energy, es actualmente Gerenta de Asuntos Públicos & ESG en EnfraGen Chile, donde ha impulsado la incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) en proyectos de infraestructura energética con foco en el territorio, las comunidades y el desarrollo local.

Con experiencia en comunicación estratégica y relacionamiento institucional, Javiera ha liderado procesos de posicionamiento que vinculan el negocio con objetivos de largo plazo en sostenibilidad.

Desde WEC Chile destacaron su visión colaborativa y capacidad para articular a distintos actores dentro del sector energético. En esa línea, la nueva vicepresidenta señaló que el rol le plantea una oportunidad relevante, no solo desde lo técnico, sino también desde una mirada más amplia.

“Asumir la Vicepresidencia de WEC Chile es una oportunidad que me inspira profundamente, tanto a nivel profesional como personal. Desde mi rol en EnfraGen y a lo largo de mi carrera, he buscado construir puentes entre la energía, la sostenibilidad y las personas. Hoy, reafirmo mi compromiso con una transición energética justa y con un liderazgo más diverso e inclusivo, aportando en este proceso, no solo desde lo técnico, sino desde una mirada más integral, empática y transformadora”, comentó.

Este nombramiento se enmarca en una etapa clave para WEC Chile y el sector energético nacional, donde avanzar hacia una matriz más limpia requiere también de liderazgos con experiencia, enfoque territorial y compromiso con los procesos de transformación.

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Diversos actores de América Latina participaron en la gira de negocios por Alemania y los Países Bajos. Organizada por el Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp), implementado por GIZ por encargo del Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania (BMWE), la cual ofreció una intensa plataforma para fortalecer la cooperación entre productores latinoamericanos y actores europeos en los sectores de hidrógeno renovable y Power-to-X (PtX).

El viaje incluyó una agenda de visitas técnicas, diálogos público-privados y sesiones bilaterales de matchmaking. Las delegaciones visitaron sitios industriales como Thyssenkrupp Steel y el Parque Químico de Marl, y participaron en un evento de vinculación en Duisport, que destacó los avances de Alemania en la construcción de una cadena de valor integrada en hidrógeno y PtX, además de explorar oportunidades de colaboración con socios latinoamericanos.

Uno de los hitos clave fue la participación en el evento “Oportunidades de negocio en hidrógeno renovable en América Latina”, realizado durante la World Hydrogen Congress and Exhibición en Róterdam. Este evento fue organizado conjuntamente por las Embajadas del Reino de los Países Bajos en América Latina y su equipo Regional de Desarrollo de Negocios (RBD), el Programa H2Uppp del BMWE y GIZ, con el apoyo de la Agencia Empresarial de los Países Bajos (RVO), Holland House Colombia y las Cámaras de Comercio Alemanas en el Extranjero (AHK).

A lo largo del día, desarrolladoras de proyectos, offtakers, bancos de desarrollo y otras instituciones compartieron experiencias y exploraron oportunidades para escalar el desarrollo del hidrógeno renovable en la región. Se llevaron a cabo más de 150 reuniones de matchmaking entre actores latinoamericanos y europeos, sentando las bases para nuevas asociaciones estratégicas y cooperación tecnológica. 

Un momento destacado fue la firma de un Memorando de Entendimiento entre Hydrogen Europe y LAC Clean Hydrogen Action, que refuerza el compromiso con una colaboración transatlántica más sólida.

El Dr. Christian Storost, jefe de la División Internacional para el Despliegue del Hidrógeno del BMWE, destacó el valor estratégico de estos esfuerzos: “El evento paralelo en Róterdam y la gira han sido una plataforma valiosa para conectar a actores clave del ecosistema del hidrógeno renovable en América Latina y Europa. En BMWE creemos firmemente que la transición energética global no puede tener éxito sin asociaciones internacionales fuertes y estratégicas.

«Alemania ve a América Latina como una región con un enorme potencial para convertirse en un socio confiable en la cadena de suministro de hidrógeno verde, y eventos como este demuestran el compromiso creciente y concreto de gobiernos, industrias y sociedad civil. Seguiremos trabajando activamente —junto a socios como GIZ y nuestras contrapartes en la región— para convertir el diálogo en proyectos, inversión y soluciones tecnológicas que aceleren una economía del hidrógeno sostenible e inclusiva», agregó. 

Por su parte Khrystyna Kasyanova, Business Development Hydrogen de RP Global, comentó: “La gira organizada por GIZ fue un gran espacio de intercambio entre empresas de América Latina y Europa sobre proyectos de hidrógeno verde. Conocimos a colegas con quienes trabajamos en alianzas público-privadas, proveedores de tecnología y equipos, visitamos instalaciones innovadoras de hidrógeno verde en Alemania y tuvimos encuentros muy útiles con otras instituciones públicas y privadas. También tuvimos la oportunidad de participar en el panel sobre hidrógeno renovable y compartir nuestra experiencia aplicando altos estándares ambientales, sociales y de calidad como una vía para superar desafíos en el desarrollo de proyectos”.

En tanto Renato Marques Cabral, gerente de E-Fuels en Eletrobras (CMNSC) ROM Brasil, destacó su impacto: “La gira por Alemania y los Países Bajos, del 18 al 23 de mayo, fue muy importante para Eletrobras, ya que permitió profundizar las discusiones en torno a la cadena de valor de generación y distribución de hidrógeno/PtX. Las visitas a Thyssenkrupp Steel, al Parque Químico de Marl, y la actividad de matchmaking en Duisport demostraron cómo se está construyendo la cadena de uso del hidrógeno verde y PtX, y su potencial de aplicación en Alemania. Las reuniones con socios comerciales potenciales fueron clave para madurar las posibilidades de iniciar la producción de hidrógeno verde y PtX”. 

Finalmente, Andrea Arrobo, Hydrogen Business Manager de TW Solar de Colombia, concluyó: “La experiencia ha sido muy enriquecedora al poder interactuar de cerca con actores europeos relevantes. Pudimos conectar con quienes se encuentran en toda la cadena de valor del hidrógeno, y eso fortalece nuestra visibilidad y capacidad de acción. Ser parte de la delegación de la gira nos permitió replantear nuestra estrategia corporativa para poner los pies sobre la tierra respecto al enorme mercado colombiano, sobre el cual hay que actuar en una primera instancia». 

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

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

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

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

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

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

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

Greenbox: el pilar europeo del almacenamiento

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

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

Presencia destacada en FES Iberia 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La transformación del mercado solar global avanza con velocidad inusitada. Con una capacidad de producción que ya supera ampliamente la demanda, el sector fotovoltaico enfrenta una nueva etapa marcada por precios cada vez más competitivos. En ese marco, Yingli Solar empieza a priorizar relaciones con clientes a largo plazo.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Otros frentes de energías renovables

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

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

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

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

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

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

Características de cada aerogenerador: 

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

Parque Eólico CASA 

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

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