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

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

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

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

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

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

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

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

Un nuevo ciclo de inversiones: hidroeléctricas y transmisión

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyección regional de MOVEY

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Desde Core Alliance además brindan:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un nuevo proyecto en operación

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

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

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

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

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

La entrada Andrews: «Genneia participará en todas las obras de transmisión que permitan destrabar cuellos de botella para crecer en renovables» se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Cómo lo observa el sector?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercado caribeño: expansión renovable y demanda de soluciones híbridas

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

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

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

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

Innovación tecnológica y visión de largo plazo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Contacto prensa:

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

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El Programa Internacional de Fomento del Hidrógeno (H2Uppp) del Ministerio Federal de Economía y Energía (BMWE) de Alemania puso en marcha un acuerdo de cooperación (PPP) entre la agencia alemana GIZ y ACCIONA Nordex Green Hydrogen (ANGH2), para apoyar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde y sus derivados en el sur de Chile. 

El acuerdo tiene como objetivo impulsar el desarrollo del proyecto Frontera, que ANGH2 planea ejecutar en Tierra del Fuego, en la región de Magallanes, mediante el desarrollo de un marco integral incorporando soluciones óptimas para el transporte de energía, la identificación de oportunidades de economía circular dentro del proceso de producción de amoníaco verde y el fomento de la participación de la comunidad.

Ubicado en la comuna de Primavera, en Tierra del Fuego, el proyecto Frontera considera un parque eólico que alimentará una planta de electrólisis. Además de atraer inversión, esta iniciativa fomentará el empleo, el desarrollo local y la transferencia de tecnología, satisfaciendo a futuro la demanda interna de hidrógeno verde en Chile y la exportación de este vector energético hacia Europa y, particularmente, a Alemania. 

El director de Asesoría Jurídica, Relaciones Institucionales y Asuntos Públicos de ANGH, Fernando V. Beguiristáin, destacó que la colaboración con el Gobierno de Alemania, a través de GIZ y la Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria, ha sido fundamental para impulsar el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos orgullosos de que nuestro proyecto Frontera haya sido seleccionado para firmar el acuerdo de cooperación con el programa H2Uppp. Valoramos este reconocimiento, que refuerza el rol estratégico de Chile como polo de desarrollo del hidrógeno verde. Gracias a estos mecanismos de cooperación técnica y financiera, hoy es posible acelerar el desarrollo de proyectos sostenibles para seguir construyendo una economía del hidrógeno robusta y alineada con los objetivos globales de descarbonización y desarrollo territorial”, dijo. 

Javier Ortiz de Zúñiga, coordinador del Hub del Programa H2Uppp para América Latina, señaló que “nos alegra acompañar el desarrollo del proyecto Frontera de ANGH2 en el marco de H2Uppp, una iniciativa que refleja el enorme potencial del hidrógeno verde en Chile. Desde GIZ, brindamos un apoyo financiero y acompañamiento técnico especializado que contribuye a fortalecer la viabilidad de estos proyectos, facilitar la articulación con actores clave y asegurar el cumplimiento de estándares internacionales. Con el respaldo del Gobierno Federal de Alemania, seguimos impulsando una economía del hidrógeno robusta, sostenible y conectada con los objetivos globales de descarbonización, al tiempo que promovemos el desarrollo territorial y la cooperación internacional.”

. De este modo, el BMWE fomenta la inversión e impulsa la economía mundial del hidrógeno. Estos proyectos también ofrecen beneficios económicos locales, generando puestos de trabajo, ingresos fiscales y crecimiento empresarial a través de la producción, uso y comercio de hidrógeno verde y sus derivados. Con esta iniciativa, el BMWE contribuye a satisfacer la futura demanda de hidrógeno verde en Alemania y Europa, al tiempo que posibilita una valiosa transferencia de tecnología.

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La República Dominicana no solo se alinea con las tendencias globales de transición energética con energías renovables, está construyendo un camino propio con orden institucional, apertura al sector privado y visión estratégica a largo plazo.

De acuerdo con Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) las bases están sentadas y con el liderazgo del presidente Luis Abinader avanzan con determinación hacia un futuro energético sostenible, competitivo y resiliente.

En una conversación destacada con Gastón Fenés, CEO y Co-Founder de Strategic Energy Corp y Future Energy Summit, el director ejecutivo de la CNE, ofreció un análisis detallado del presente del país, las proyecciones de oferta y demanda, así como lo que se espera del proceso licitatorio que ya generara expectativas en el sector.

“¡Otro excelente evento de Future Energy Summit! Ojalá siempre República Dominicana sea el foco de atención de este y otros eventos que enaltecen nuestro espíritu por tener una matriz energética más confiable resiliente a muy bajo precio y cónsono con nuestro compromiso medioambiental”, comenzó Verás.

Ese compromiso no es retórico: hoy, cerca del 23% de la energía en el país proviene de fuentes renovables. Según Verás, la cifra no es accidental, sino el fruto de una política pública que cambió el paradigma desde 2020. “A la llegada al gobierno… vimos que existía una falencia en el involucramiento del sector privado en el sector energético”, explicó. El diagnóstico fue claro: el modelo debía evolucionar de una fuerte inversión estatal a un entorno donde el capital privado fuera protagonista, tanto en generación térmica como renovable.

La evidencia está en los números. “33 proyectos renovables han sido integrados ya al sistema eléctrico y están en operación comercial”, dijo Verás. Además, “unos 15 proyectos adicionales avanzan a pasos agigantados en su construcción”, con incentivos fiscales y ejecución concreta. Otros 15 proyectos, añadió, ya fueron concesionados y muchos cuentan con almacenamiento, una condición que empieza a convertirse en estándar. A eso se suman “unos 25 proyectos que están en fase de concesionamiento o de concesión definitiva”.

Este dinamismo, sostuvo el director de la CNE, ha sido acompañado por una política deliberada de “afianzarnos en la planificación energética también apoyado en el sector privado para alcanzar el 30%” de participación renovable. La referencia al Plan Energético Nacional no es casual. “Es como quien dice el programa país”, afirmó Verás, señalando que incluso bancos y multilaterales lo consideran un referente para evaluar proyectos de alto financiamiento.

Durante la entrevista, Verás precisó que el crecimiento del parque energético no responde sólo a metas ambientales. Hay también un componente estructural: el aumento sostenido de la demanda. “La sociedad dominicana está en un tránsito de convertirse en una sociedad de consumo medio”, explicó. Con mayor poder adquisitivo, tecnología más accesible y cambios en el estilo de vida, la demanda crece incluso por encima del PIB. “Eso es demanda, y es demanda de energía”, sintetizó.

Frente a este panorama, la licitación que se avecina genera expectativas tanto en desarrolladores como en las empresas distribuidoras. Verás fue enfático al señalar que “la orden de llamar a una licitación es en base al concepto de compra de energía y no en base al concepto de construcción de un proyecto”. Esto significa que cualquier proponente, con o sin PPA, puede avanzar en su concesión, y que las licitaciones no son excluyentes respecto a otras formas de financiamiento o comercialización.

“No hay prisa con esa licitación”, aclaró. ¿La razón? “El año pasado recibimos 1240 millones de dólares en inversión… este año también vamos a recibir 1000 o un poquito más”, como resultado de contratos firmados en años anteriores. Para Verás, el enfoque actual es evitar errores cometidos en otros países y prepararse de la mejor manera para este proceso competitivo.

Las declaraciones de Verás también subrayaron la seguridad jurídica del mercado. “Hoy todo el pago a todos los generadores es al día”, gracias a una decisión política del presidente Abinader, respaldada por el Ministerio de Hacienda. Esta certidumbre es una ventaja competitiva clave. “Ese es uno de los pilares del gran atractivo de la inversión en energía que tenemos”, subrayó.

Sobre el rol de las concesiones definitivas en el nuevo proceso, Verás fue claro: “Siguen su curso. Incluso se siguen emitiendo”. De hecho, indicó que contar con una concesión definitiva —que incluye permisos ambientales, punto de interconexión y viabilidad técnica— debería ser, desde su punto de vista personal, un criterio clave en la licitación. “No le otorgaría un contrato de compra venta de energía a quien no tenga tierra o permiso ambiental”, dijo sin titubeos.

Consultado sobre si una planta existente o una ampliación podría participar en la licitación, Verás respondió con cautela: “Habría que ver los términos de referencia… porque sus costos son distintos a los de un proyecto nuevo”. Y en cuanto a las expectativas de precios, dijo que “hoy 10 centavos es un precio risible… sería mucho más bajo”, en referencia a los costos actuales de tecnologías renovables.

Hacia el final de la entrevista, al abordar los escenarios futuros, Verás fue contundente: “Tenemos que duplicar la oferta energética porque la demanda se va a duplicar al 2036”. Ese es el horizonte del plan “Meta 2036”, que contempla un crecimiento paralelo del PIB y del parque energético, siguiendo un modelo proyectivo sociométrico. Para cubrir esa expansión, Gastón Fenés estimó un crecimiento sostenido de unos 400 MW adicionales por año.

Por su parte y a modo de cierre, Verás dejó un mensaje para los desarrolladores: “Mientras más almacenamiento tengan, mejor”. Afirmó que la integración zonal está en revisión y que algunos proyectos deberán esperar. “No todos caben al tiempo que se debe”, advirtió, pero reafirmó que el proceso será ordenado, transparente y competitivo. “Apostemos siempre a esa diversificación y esperemos a que las zonas tengan la oportunidad de tener mayor cantidad de proyectos posible”.

Y cuando se le preguntó qué tendría que pasar para que en el encuentro FES Caribe 2026 esté a gusto con el avance del sector energético dominicano, la respuesta fue concisa: “Que salga la licitación de renovable con almacenamiento”.

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La Secretaría de Energía de Argentina lanzó un mega plan de 16 obras prioritarias para la ampliación del sistema de transporte eléctrico nacional en 132 y 500 kV, destinadas a aliviar cuellos de botella y evitar cortes en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Las obras suman 5610 kilómetros de nuevas líneas en alta tensión y desde el gobierno estiman que las inversiones necesarias para llevarlas adelante superan los 6000 millones de dólares.

La priorización de la ampliación del transporte se definió en el marco de la emergencia del sector energético nacional, dictada en diciembre de 2023, y forman parte del Plan de Contingencia para meses críticos 2024-2026, publicado mediante Resolución SE N° 294 en octubre del 2024. 

Tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), los proyectos de transmisión en cuestión se financiarán y ejecutarán por el sector privado, sin costo para el Estado, a través del mecanismo de concesión de obra y se solventarán mediante el pago de un concepto tarifario por parte de los usuarios por los usuarios del servicio público de transporte de energía eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que sean beneficiados con esta nueva infraestructura.

“Es decir que el oferente que gane la licitación podrá recuperar la inversión recién cuando la obra esté concluida y en funcionamiento. Ahí se aplicará cargo tarifario solamente a los usuarios beneficiados por esas obras”, aclararon fuentes cercanas de la Secretaría de Energía. 

Cumplido el período contractual de operación y mantenimiento de las obras de ampliación, el concesionario deberá transferir a valor cero las instalaciones construidas al Estado Nacional y su operación y mantenimiento podrá asignarse por el Concedente al Transportista de cuyo sistema es parte integrante la ampliación en cuestión.

¿Cómo sigue el proceso? “Tras la publicación de la resolución, comenzarán las licitaciones nacionales e internacionales para cada una de las obras. La primera será AMBA I, ya que en esa zona es donde se concentra el 40% de la demanda”, informaron desde el gobierno en diálogo con este portal de noticias. 

Algunas de las obras contempladas ya estaban previstas en el plan de ampliación y readecuación de la red aprobado durante el gobierno de Alberto Fernández a mediados del año 2023, entre ellas el proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; como también la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.

Cabe recordar que el proyecto AMBA I es una obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por varios años; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

A continuación, el listado de obras de urgente y prioritaria ejecución:

• AMBA I
• AMBA II + STATCOM Rodríguez (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Plomer – O´Higgins (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Neuquén) – Bahía Blanca (Buenos Aires)
• ET Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV – 450 MVA (Chubut)
• Alternativa ESTE Línea 500 kV Río Santa Cruz – Puerto Madryn
• Alternativa OESTE Línea 500 kV CH Kirchner – Futaleufú – Piedra del Águila (Santa Cruz, Chubut y Río Negro)
• Línea 500 kV Río Diamante (Mendoza) – Charlone – O´Higgins (Buenos Aires)
• Línea 500 kV Rodeo – Chaparro – La Rioja Sur
• Línea 500 kV Malvinas – San Francisco (Córdoba) – Santo Tomé (Corrientes)
• ET El Espinillo 500/132 kV (Formosa)
• Línea 500 kV Lavalle – Chumbicha (Catamarca)
• Línea 500 kV Chaparro – Antofagasta de la Sierra (Catamarca) – Punta – Cobos (Salta)
• Línea Interconexión Internacional 500 kV Yaguaca (Bolivia) – Salvador Mazza (Salta) – San Juancito (Jujuy)
• Línea Interconexión Internacional 500 kV Villa Hayes (Paraguay) – Formosa
• Línea Interconexión 500 kV Santa Cruz – Tierra del Fuego

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Con nuevos desarrollos en solar, eólica marina, autoconsumo, digitalización y redes inteligentes, Iberdrola refuerza su posicionamiento como uno de los actores clave de la transición energética europea.

Esta hoja de ruta será presentada en el marco de Future Energy Summit (FES) Iberia 2025, el próximo 24 de junio, donde Julio Castro, CEO de Iberdrola España, participará como speaker junto a líderes del sector, en un encuentro que reunirá a más de 400 ejecutivos, autoridades regulatorias y representantes de empresas clave del ecosistema energético.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

En España, la compañía desarrolla una de las mayores instalaciones fotovoltaicas vinculadas al sector tecnológico: una planta solar ubicada en Ciudad Rodrigo (Salamanca), con 212 MW de capacidad instalada, destinada a abastecer de energía limpia a Amazon. El proyecto, con una inversión de 200 millones de euros, estará operativo en 2025 y se convertirá en uno de los principales desarrollos solares de la multinacional tecnológica en el país.

Uno de los hitos más recientes en el país es la instalación de la primera micro red del país, en la planta de Schneider Electric en Barcelona.  Este sistema híbrido incluye 990 paneles solares capaces de producir 670 MWh al año, lo que representa el 10% del consumo total de la fábrica. Además incorpora 5 puntos de recarga de vehículo eléctrico y 216 kWh de almaceanmiento de baterías.

Iberdrola se ha encargado de la instalación del sistema y ambas compañías han firmado un contrato PPA a 20 años. La micro red reduce la dependencia de la red general y mejora la resiliencia eléctrica de la industria, una solución escalable en el contexto de electrificación industrial.

En línea con su estrategia de contratos a largo plazo, la compañía ha firmado un PPA con Tubos Reunidos Group para el suministro de 120 GWh de energía renovable en 10 años, provenientes de 10 MW de su cartera solar fotovoltaica destinados a los centros industriales de Álava y Vizcaya.

Impulso renovable: proyectos estratégicos en Europa

En el Reino Unido, Scottish Power, parte del grupo Iberdrola,  avanza la construcción de East Anglia 3, el mayor parque eólico marino desarrollado por la compañía, con 1.400 MW de capacidad. Integrado en el macrocomplejo East Anglia Hub, superará los 3.000 MW una vez finalizado, con una inversión global que supera los 10.000 millones de euros, abasteciendo a más de 1,3 millones de hogares.

En Portugal, Iberdrola y Amazon también han cerrado su primer acuerdo energético, con el desarrollo del parque eólico Tâmega Wind Complex, que se espera sea el mayor parque eólico del país. Este proyecto innovador, con una capacidad de 219 MW y una inversión estimada en 350 millones de euros, estará integrado al complejo hidroeléctrico de Tâmega (1.158 MW). Gracias a esta conexión, la energía eólica podrá utilizarse para bombear agua al embalse, permitiendo así una solución híbrida de generación flexible que combina eólica e hidráulica.

En Italia, Iberdrola ha inaugurado una planta fotovoltaica de 7 MW en Puglia, con una generación anual prevista de 13 GWh, lo que equivale al consumo de 5.000 hogares. Esta instalación se suma a la estrategia de expansión del grupo en el país, con un objetivo de alcanzar 400 MW renovables operativos en 2026 bajo esquemas merchant y PPA corporativos.

 1.000 comunidades solares en España

Iberdrola también ha alcanzado un nuevo récord en generación distribuida, al superar las 1.000 comunidades solares activas en España, beneficiando a más de 30.000 usuarios. Estas comunidades permiten compartir energía fotovoltaica entre usuarios ubicados en un radio de hasta 2 km, promoviendo la democratización del acceso a energía limpia y empoderando al consumidor como agente activo en la transición energética.

Digitalización y gestión inteligente: nace East-West Digital

En el marco del Qatar Economic Forum 2025, Iberdrola presentó East-West Digital, una nueva empresa dedicada a soluciones digitales para la gestión energética, incluyendo plataformas para autoconsumo, eficiencia y redes inteligentes.

Con foco en Europa y Oriente Medio, esta unidad representa un paso estratégico hacia la digitalización avanzada del sistema energético.

Iberdrola en FES Iberia 2025: una voz central en el debate energético

Julio Castro, CEO de Iberdrola España, formará parte de FES Iberia 2025, el principal encuentro renovable hispanoamericano, que tendrá lugar en Madrid el 24 de junio. Allí se abordarán los principales desafíos del sector, desde la electrificación de la demanda, los nuevos modelos de mercado y la regulación de redes, hasta la integración del hidrógeno renovable y las soluciones de almacenamiento con baterías.

En un contexto de alta penetración renovable y estrés en las infraestructuras existentes, el evento también pondrá sobre la mesa el fenómeno del apagón,, profundizando en los límites actuales del sistema eléctrico y las soluciones estructurales necesarias: redes flexibles, mercados de capacidad y tecnologías de respaldo.

Networking y cooperación: aceleradores de la transición energética

Con más de 400 ejecutivos y la participación de las principales empresas energéticas de Europa y América Latina, FES Iberia 2025 será nuevamente el espacio clave para consolidar alianzas.

FES Iberia 2025 reunirá a representantes de las empresas líderes del sector renovable como EDP Renewables, Repsol, Galp, Jinko Solar, Grenergy, Cox Energy, Zelestra, Schletter, SOnnedix, Elmya, entre otros actores.

El mega encuentro renvoable se caracteriza por su entorno de networking de alto nivel, donde se impulsan nuevos proyectos que refuerzan la cooperación regional en energías renovables.

🎟️ Las entradas ya están disponibles en la web oficial del evento.

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La entrada Nuevas inversiones en renovables, almacenamiento y digitalización: Iberdrola llega a FES Iberia 2025 con una hoja de ruta consolidada se publicó primero en Energía Estratégica.