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El Gobierno de Colombia informó Víctor Paternina tomó posesión como nuevo viceministro de Energía del país.

Egresado de la Universidad del Norte, especialista en Alta Gerencia y en Dirección y Gestión de Proyectos, y con Maestría en Administración de Negocios (MBA) de la Universidad de los Andes, Paternina cuenta con más de 18 años de trayectoria en el sector energético.

«Es reconocido por su capacidad de ejecución y liderazgo en programas y proyectos estratégicos, así como por su solvencia técnica y reputación dentro del sector eléctrico nacional», aseguraron desde el gobierno.

Durante su gestión como director de Energía, impulsó de manera decidida la estructuración, ejecución e implementación de las comunidades energéticas en el país y lideró la definición de la política pública Colombia Solar, uno de los pilares de la transición energética justa con enfoque territorial y social.

Llega al Viceministerio de Energía de la mano del ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, con el firme propósito de dar continuidad a las políticas en curso y avanzar en la reducción de las tarifas de energía eléctrica, garantizando al mismo tiempo la confiabilidad, sostenibilidad y eficiencia del sistema energético nacional.

Como viceministro, uno de sus principales retos será asegurar la puesta en operación efectiva de las comunidades energéticas ya estructuradas y acelerar la implementación de las primeras soluciones del programa Colombia Solar, especialmente en la región Caribe, donde estos proyectos tendrán un impacto directo en el acceso, el costo y la equidad del servicio de energía.

“Este es un reto que asumo con profundo compromiso y responsabilidad. Nuestro enfoque será convertir la política pública en resultados concretos, que se reflejen en menores tarifas, mayor acceso a la energía y soluciones reales para los territorios, en especial para las regiones históricamente excluidas”, señaló el nuevo viceministro de Energía, Víctor Paternina.

«Su nombramiento representa una señal clara de continuidad, rigor técnico y estabilidad institucional para el sector energético colombiano, y envía un mensaje de confianza a los agentes, inversionistas y actores del sistema, al fortalecer una gestión enfocada en la ejecución efectiva, el diálogo permanente y la toma de decisiones responsables para el desarrollo energético del país», indicaron desde el Poder Ejecutivo.

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APsystems sigue fortaleciendo su comunidad en la región. Por eso, el Programa Instalador VIP ahora está disponible en toda Latinoamérica, ofreciendo beneficios exclusivos diseñados para impulsar el crecimiento de los profesionales del sector solar.

Este programa está pensado para reconocer, capacitar y acompañar a instaladores comprometidos con la calidad y la innovación, brindándoles acceso a capacitaciones especializadas, soporte prioritario, herramientas comerciales y oportunidades de visibilidad dentro del ecosistema APsystems.

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 ¿Por qué elegir APsystems?

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• Compatibilidad con alta potencia: Los equipos APsystems soportan los paneles más grandes del mercado. 
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Colombia Solar — Energía limpia con impacto social

El Programa Colombia Solar es una iniciativa del Gobierno colombiano que ve por una transición energética justa y sostenible para más de 1,3 millones de familias en situación de vulnerabilidad. Con una inversión de $8,35 billones COP entre 2026 y 2030, este programa busca transformar los subsidios tradicionales a la energía eléctrica por soluciones de generación fotovoltaica en los hogares.

🔋 Gracias a esta estrategia, las familias de estratos 1, 2 y 3 podrán:

• Generar su propia energía limpia, reduciendo considerablemente sus facturas eléctricas.
• Acceder a un suministro más estable y sostenible.
• Contribuir a una matriz energética más limpia y equitativa.

Además, el programa está pensado para impulsar empleo local, formación técnica en energía renovable y desarrollo territorial, apoyando la economía verde en distintas regiones del país.

Colombia Solar representa un cambio estructural en la política energética, poniendo a la energía solar en el centro de la solución para la equidad social y la sostenibilidad ambiental.

Además, el sector solar en Latinoamérica continúa mostrando un crecimiento sólido y sostenido, especialmente en generación distribuida y sistemas en techos, un escenario que abre grandes oportunidades para tecnologías como los microinversores y soluciones MLPE.

Países como Brasil lideran esta transformación, cerrando 2025 con 43.5 GW en generación distribuida y proyectando alcanzar 50 GW en 2026, consolidándose como uno de los mercados más dinámicos a nivel global. Este crecimiento ha impulsado una mayor adopción de soluciones modulares, seguras y eficientes, alineadas con la propuesta tecnológica de APsystems.

En México, la generación distribuida también mantiene una tendencia positiva, superando ya los 5 GW conectados, mientras que las recientes licitaciones y planes de expansión del gobierno refuerzan la necesidad de soluciones confiables, escalables y preparadas para el futuro. Este contexto ha favorecido el crecimiento de instalaciones con tecnología APsystems, especialmente en proyectos residenciales y comerciales que demandan mayor flexibilidad y monitoreo a nivel módulo.

Por su parte, Chile y Argentina avanzan hacia marcos regulatorios más estables y favorables para las energías renovables. La modernización normativa en Chile y la prórroga por 20 años de la Ley de Renovables en Argentina generan un entorno propicio para el desarrollo de la generación distribuida. Este crecimiento regional está sentando las bases para una expansión progresiva de APsystems, acompañando la maduración del mercado y la creciente demanda por soluciones con microinversores.

En conjunto, la consolidación de la energía solar en Latinoamérica, integrando almacenamiento, redes inteligentes y generación distribuida, está potenciando el desarrollo de APsystems en múltiples países de la región, fortaleciendo su posicionamiento como un aliado tecnológico clave para instaladores, distribuidores y proyectos que buscan eficiencia, seguridad y escalabilidad a largo plazo.

5.- 🚀 Lo que APsystems tiene para este 2026:

La compañía continúa fortaleciendo su presencia en Latinoamérica, alineando estrategia regional con la evolución del mercado solar y las necesidades de cada país. A medida que la generación distribuida avanza y la adopción de tecnologías MLPE se acelera, sigue consolidando el posicionamiento como un aliado tecnológico confiable para el campo solar.

Este crecimiento se refleja en un mayor acercamiento con instaladores y distribuidores, el desarrollo de capacidades locales y una participación cada vez más activa en los espacios clave donde se construye el futuro del sector. Al mismo tiempo, un enfoque constante en la innovación, la capacitación y el acompañamiento técnico, sentando las bases para una expansión gradual y sostenible en distintos mercados de la región.

Con una visión de largo plazo, avanza paso a paso para acompañar la madurez del mercado latinoamericano, impulsando soluciones que aporten eficiencia, seguridad y valor real a los proyectos solares, hoy y en el futuro.

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Colombia superó los 3 GW de capacidad solar instalada, consolidando un avance tangible en su ruta hacia una matriz energética más limpia y diversificada. Según la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el país cuenta con 1600 MW en operación comercial y 1400 MW en etapa de pruebas, una cifra que refleja el dinamismo del recurso fotovoltaico en el mercado energético nacional.

Este entorno regulatorio más robusto coincidió con el despliegue de los proyectos solares más significativos del país. Guayepo, en el departamento del Atlántico, encabeza la lista con 370 MW de capacidad, seguido por el Parque Solar Puerta de Oro, en Cundinamarca, con 300 MW en pruebas. En el mismo Atlántico, Guayepo III suma 180 MW, mientras que en Tolima el desarrollo Shangri La aporta 160 MW. En el norte del país, Latam Solar La Loma, en Cesar, genera 150 MW, y en Caldas el proyecto Portón del Sol opera con 102 MW.

La geografía también suma aportes importantes: en Córdoba, Parque Solar La Unión y en Magdalena el proyecto Fundación destacan con 100 MW cada uno, mientras que en Caldas y Cesar, Parque Solar Tepuy y La Mata aportan 83 MW y 80 MW, respectivamente. Estas iniciativas evidencian no solo el crecimiento en potencia, sino también un reparto territorial que refleja la disponibilidad de irradiación, suelo y conectividad en distintos rincones del país.

Este desarrollo no es casualidad. Factores como la reducción de costos tecnológicos, la diversificación de capitales y reglas de mercado más claras generaron condiciones para que proyectos de mayor escala se materialicen y entren al sistema.

Además, este crecimiento ocurre en paralelo con señales regulatorias que buscan dar más certeza a los inversores. Recientemente, el Ministerio de Minas y Energía publicó un proyecto de resolución que convoca la primera subasta de energía renovable de largo plazo para 2026, un mecanismo que permitirá contratos de energía con vencimientos de hasta 15 años y cuya adjudicación debe cerrarse antes de junio de 2026.

El esquema está diseñado bajo un modelo de “pague lo contratado” y contempla productos horarios específicos, habilitando también la participación de sistemas de almacenamiento con baterías y proyectos nuevos con capacidad igual o superior a 5 MW. El objetivo es facilitar la incorporación de energía limpia y contribuir al cumplimiento de la obligación de compras renovables de los comercializadores, todavía rezagada en el mercado colombiano.

El listado completo de los proyectos solares:

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El martes 10 de febrero se realizó la Asamblea General de Socios de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), en la que se aprobaron los representantes de las empresas asociadas y se llevó adelante la votación para la renovación de autoridades del Consejo Directivo.

En ese marco, se formalizó la designación de Ilídio Coutinho, representante de Enel Brasil, como nuevo Presidente del Consejo Directivo, en reemplazo de Aldo Pessanha.

Coutinho ejercerá la Presidencia hasta la finalización del mandato vigente. Es economista con 30 años de trayectoria y cuenta con amplia experiencia en el sector eléctrico brasileño, en el cual lideró proyectos con fuerte impacto regulatorio y económico, con foco en calidad de servicio, eficiencia operativa y sostenibilidad financiera.

Asimismo, la Asamblea confirmó la integración de los demás cargos del Consejo Directivo. Horacio Nadra (Adeera) continuará como Vicepresidente; Hugo Nunes (EDP) asumió como Secretario; y Patricio Molina (Fenacopel) fue confirmado como Tesorero. Con esta conformación, ADELAT consolida su esquema de gobernanza regional, representando a 31 empresas distribuidoras de 10 países, que en conjunto superan los 72 millones de conexiones y abastecen a más de 164 millones de personas en América Latina

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El mega encuentro Future Energy Summit (FES) Iberia Renewables & Storage volvió a posicionarse como uno de los foros estratégicos del calendario energético español al reunir a las principales compañías renovables, tecnológicas y de integración en un momento decisivo para el sector. 

La jornada contó un panel exclusivo con CEOs de grandes energéticas de la Península Ibérica como Iberdrola, Saeta Yield, ACCIONA Energía y EDP, quienes pusieron sobre la mesa el verdadero debate que atraviesa hoy al mercado: cómo pasar del boom solar a un modelo sostenible en términos financieros y operativos, considerando que España sumó 8 GW fotovoltaicos en 2025.

Sin embargo, el despliegue masivo no fue acompañado por una incorporación equivalente de almacenamiento, lo que dejó al sistema con sobreoferta horaria, precios en cero o negativos durante cerca del 10% del año y una creciente presión sobre los márgenes. El crecimiento acelerado expuso así las limitaciones estructurales del modelo.

La regulación emergió como el eje central del debate. En un entorno donde la generación avanzó más rápido que la demanda eléctrica y la flexibilidad de red, el sector reconoce que el siguiente salto no será tecnológico sino sistémico.

Desde el inicio, la electrificación del consumo se posicionó como variable crítica. Miguel Giné, CEO de Soletrax, advirtió: “Está incrementando mucho la oferta, a una velocidad muy rápida, vertiginosa, tal como estaba previsto. Sin embargo, la electrificación de la demanda no está ocurriendo como debería”.

El mensaje fue claro: la expansión solar superó la capacidad de absorción del sistema. Sin nuevos polos de consumo —industria electrointensiva, centros de datos, movilidad eléctrica— la sobrecapacidad horaria continuará presionando los precios.

En esa misma línea, Miguel Sánchez Praena, CEO de Altano Energy, describió el momento actual con una definición que sintetizó el cambio de ciclo: “Estamos en plena resaca solar después de una etapa de exuberancia irracional”.

El ejecutivo planteó que la continuidad del crecimiento requiere ajustes estructurales y cuestionó la dinámica de expansión sin señales claras de demanda firme.

“Siendo el almacenamiento y demanda los objetivos, no pedimos ningún tipo de subsidio o de apoyo fuera de lo normal. Simplemente que existan procesos que faciliten y flexibilicen la demanda para el almacenamiento”, explicó.

El planteo introduce un punto clave para 2026-2027: el almacenamiento no se consolidará únicamente por diferencial de precios, sino por diseño regulatorio.

Desde el desarrollo de utility scale, Marcos Díaz, Senior Business Development Manager de Recurrent Energy, contextualizó la situación dentro de la naturaleza cíclica del negocio.

“Hemos alcanzado la capacidad de crear energía muy barata, incluso demasiado barata”, señaló Díaz.

El hito de reducción de costes se transformó en un nuevo desafío operativo, ya que se dificulta la gestión de dicha energía.

En este escenario, la hibridación con baterías y otras tecnologías se perfila como herramienta para transformar nudos saturados en activos gestionables y capturar valor más allá del mercado spot.

La visión desde la integración industrial aportó una dimensión concreta sobre rentabilidad. José Antonio Blanco, Director de Desarrollo de Negocio de Plug & Play Energy, destacó que el almacenamiento Behind the Meter ya alcanzó madurez técnica, pero que el mayor reto sigue siendo la normativa.

En 2025 la compañía suministró hasta 50 MWh en proyectos industriales y comerciales, reflejando un avance sostenido. El directivo subrayó que el autoconsumo sin acumulación pierde competitividad en un sistema con creciente volatilidad horaria.

Por su parte, Jesús Heras, Technical Director SouthWest Europe de Wattkraft, advirtió que la siguiente etapa del mercado dependerá de señales regulatorias consistentes.

“Si queremos tener un crecimiento más sistémico, más de a largo plazo y no burbujas. Necesitamos avanzar en la regulación”, sostuvo Heras.

El ejecutivo remarcó que el almacenamiento es un activo tecnológico complejo que requiere sistemas avanzados de gestión energética para capturar valor de forma estable.

Más allá de la regulación, el panel también abordó factores estructurales que impactarán en la rentabilidad futura. Giné explicó que el mercado exige soluciones agrivoltaicas que permitan convivencia con agricultura y ganadería, junto con diseños que reduzcan movimiento de tierras y optimicen plazos de ejecución.

En paralelo, alertó sobre el efecto del mecanismo europeo de ajuste de carbono en frontera (CBAM), cuya monetización comenzará en 2026.

“Este primer año va a tener un impacto de casi dos dígitos en el precio del seguidor”, aseguró Giné.

La presión sobre costes se suma a un entorno de volatilidad, reforzando la necesidad de eficiencia integral en el diseño de activos.

En el cierre, Sánchez Praena introdujo un componente fiscal que el sector considera relevante en esta etapa de ajuste y que no se debe olvidar la «necesidad» de eliminar el impuesto a la generación del 7%.

El debate evidenció que la discusión ya no gira únicamente en torno a tecnología o CAPEX, sino al equilibrio completo del modelo.

El consenso en FES Iberia 2026 fue contundente: el boom solar consolidó liderazgo, pero abrió una nueva fase donde almacenamiento, electrificación y regulación definirán la sostenibilidad financiera del mercado.

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La Junta de Inversiones del Plan de Pensiones de Canadá (CPP Investments ) anunció hoy que invertirá junto con I Squared Capital (I Squared) en Inkia Energy (Inkia), una empresa privada peruana de generación de energía. Según los términos de la transacción, CPP Investments acordó adquirir el 50% de Inkia por un valor total de US$3.400 millones, mientras que el 50% restante será adquirido por un vehículo de continuación liderado por I Squared.

Inkia opera una cartera de generación diversificada y confiable de 2,6 GW a través de sus filiales Kallpa Generación SA y Orazul Energy Perú SA, y desempeña un papel fundamental en el apoyo a la demanda energética peruana, impulsada por un sector minero de primer nivel. CPP Investments e I Squared comparten una visión estratégica a largo plazo para colaborar en el desarrollo de la cartera de proyectos eólicos, solares, de gas y de almacenamiento de baterías de Inkia, que supera los 4 GW, impulsando así su crecimiento continuo.

“Inkia opera una plataforma de generación de energía altamente resiliente que se alinea perfectamente con nuestro enfoque a largo plazo de inversión en empresas de alta calidad que puedan generar atractivas rentabilidades ajustadas al riesgo para el Fondo CPP”, afirmó Bill Rogers, Director General y Jefe de Energías Sostenibles de CPP Investments. “La transacción refleja el enfoque continuo de CPP Investments en activos de generación de energía de larga duración con sólidas prácticas de gobernanza y sostenibilidad, junto con nuestro socio experimentado I Squared”.

I Squared ha invertido en Inkia desde 2017, apoyando la transformación de la compañía en una plataforma de generación escalable, diversificada y estratégicamente importante. Bajo el liderazgo de I Squared, Inkia desinvirtió con éxito todos sus activos no estratégicos en 10 jurisdicciones de Latinoamérica, expandiendo su negocio principal de generación en Perú de 1,6 GW a 2,6 GW en la actualidad. I Squared seguirá desempeñando un papel activo en la gobernanza y la dirección estratégica de Inkia.

“Inkia es una empresa desarrolladora en esencia y representa exactamente el tipo de plataforma de infraestructura esencial que buscamos construir y desarrollar a largo plazo”, afirmó Gautam Bhandari, Director Global de Inversiones y Socio Director de I Squared.

“Esta alianza con CPP Investments refleja nuestra convicción compartida en los fundamentos a largo plazo del mercado energético peruano y la capacidad de Inkia para desempeñar un papel de liderazgo en la satisfacción de las cambiantes necesidades energéticas del país. Juntos, vemos una importante oportunidad para seguir invirtiendo en la plataforma y apoyando la transición energética del Perú”, agregó. 

CPP Investments invierte en América Latina desde 2006 y cuenta con un enfoque disciplinado para invertir en diversas clases de activos en la región. I Squared cuenta con una larga trayectoria en infraestructura latinoamericana, con una amplia experiencia operativa en los sectores de energía, servicios públicos y transporte.

La transacción está sujeta a condiciones de cierre y aprobaciones gubernamentales.

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Grenergy ha cerrado un acuerdo de financiación senior sin recurso por 355 millones de dólares para las plantas Gran Teno, Tamango y Planchón, que en conjunto aportan 398 MW de capacidad solar y 1,4 GWh de almacenamiento a la plataforma Central Oasis en Chile.

La financiación se ha conseguido con un sindicato internacional de bancos liderado por BNP Paribas como banco coordinador, junto con Banco Santander y Rabobank.

Esta transacción permitirá a Grenergy refinanciar sus proyectos solares existentes e hibridar Gran Teno (241 MW de energía solar y 884 MWh de almacenamiento) y Tamango (49 MW de energía solar y 158 MWh de almacenamiento), ambos actualmente en operación, así como financiar la construcción del proyecto híbrido Planchón (108 MW de energía solar y 379 MWh de almacenamiento). Todos estos activos forman parte de Central Oasis, una de las plataformas de baterías de Grenergy en Chile.

Los tres proyectos se benefician de contratos de compraventa de energía solar (PPA) a largo plazo. Además, el excedente de energía se comercializará a través de GR Power, la filial comercializadora de energía de Grenergy en Chile.

Con esta transacción, Grenergy se acerca a US$1.600 millones en financiamiento sin recurso obtenido para sus plataformas Oasis: Oasis de Atacama en el norte de Chile y Oasis Central en las regiones del Maule y Bíobío.

Con una capacidad planificada de 1,1 GW de energía solar y 4 GWh de almacenamiento, la plataforma Central Oasis representa una inversión de aproximadamente 900 millones de dólares y se espera que entre en funcionamiento en 2026 y 2027.

Central Oasis fue concebido para replicar el exitoso modelo híbrido solar y de almacenamiento que Grenergy fue pionero en Oasis de Atacama, una de las plataformas de baterías más grandes del mundo y la primera de su tipo en América Latina.

El éxito de Oasis de Atacama y Oasis Central abre el camino a una nueva generación de proyectos híbridos, que la compañía pretende desarrollar en otros mercados, incluido España.

En línea con su plan estratégico 2025-2027, presentado durante el último Capital Markets Day en Londres, Grenergy avanza en la implementación del modelo Oasis en la planta de Escuderos, en Castilla-La Mancha. Esta instalación aspira a convertirse en un referente en Europa, con una capacidad prevista de 200 MW de energía solar y 704 MWh de almacenamiento.

Grenergy también avanza en el desarrollo de Greenbox, su plataforma de baterías autónomas en Europa, otro pilar clave de su plan estratégico. La planta de Oviedo (España) es el proyecto estrella de Greenbox. Con estas iniciativas, Grenergy refuerza aún más su liderazgo en soluciones híbridas de generación y almacenamiento de energía renovable.

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Australia adjudicó 1,17 GW y 11,98 GWh en sistemas BESS en una subasta récord para el país, convirtiéndose en la mayor asignación de almacenamiento de larga duración en su historia tanto por volumen como por número de proyectos contratados. 

La licitación tenía un tamaño indicativo de 1 GW y, al menos 8 GWh, pero finalmente ASL adjudica el 117% del objetivo. Por lo que el resultado no solo supera el umbral inicial, sino que acelera el cronograma de incorporación de almacenamiento de larga duración.

El proceso, gestionado por AusEnergy Services Limited (ASL) —anteriormente Operador del Mercado Energético Australiano—, se enmarca en la Hoja de Ruta de Nueva Gales del Sur y permite elevar la capacidad total de almacenamiento bajo contrato a 30 GWh.

Además, la ronda cumple con el Objetivo Mínimo establecido por la Hoja de Ruta de Nueva Gales del Sur de incorporar 2 GW de almacenamiento de larga duración para 2030 y 28 GWh para 2034, anticipando la meta prevista para el final de la década.

Los seis proyectos adjudicados corresponden exclusivamente a baterías de iones de litio, consolidando su liderazgo tecnológico en el rango de ocho a once horas de duración. Mientras que las potencias individuales oscilan entre 100 MW y 330 MW, y las duraciones nominales se ubican entre 8,7 y 10,6 horas, con un caso que alcanza 11,5 horas.

El mayor proyecto es Great Western Battery, desarrollado por Neoen Australia, con 330 MW y 3.500 MWh, emplazado en Wallerawang, cerca de Lithgow. Le sigue el BESS Bannaby de BW ESS Australia con 233 MW y 2.676 MWh en Southern Tablelands, con una duración nominal de 11,5 horas. 

También figura el BESS Bowmans Creek de Ark Energy, filial de Korea Zinc, con 250 MW y 2.414 MWh en Upper Hunter.

En tanto que en la región de Armidale se ubican el BESS Armidale East de FRV Services Australia con 158 MW y 1440 MWh, y el BESS Ebor de Bridge Energy con 100 MW y 870 MWh; seguido por la adjudicación el Kingswood BESS de Iberdrola Australia, con 100 MW y 1080 MWh, cerca de Tamworth.

Un elemento estratégico del proceso es la estructura contractual. ASL otorga Acuerdos de Servicios de Energía a Largo Plazo (LTESA) por un período de 14 años; y dado que el esquema exige garantizar al menos ocho horas de almacenamiento durante la vigencia del contrato, los desarrolladores optaron por sobredimensionar los sistemas para compensar la degradación natural de las baterías a lo largo del tiempo.

Próximas convocatorias 24 GWh adicionales

El calendario contempla nuevas rondas de gran escala. La próxima licitación de almacenamiento de larga duración comenzará en el segundo trimestre de 2026 y buscará adjudicar 12 GWh adicionales.

Posteriormente, en 2027, se lanzará otra convocatoria por otros 12 GWh, elevando el pipeline previsto a 24 GWh adicionales en apenas dos años.

Estas futuras rondas se enfocarán en proyectos capaces de operar hacia 2030 para alcanzar el Objetivo Mínimo, así como en desarrollos con plazos de entrega más extensos orientados a operaciones comerciales en 2034.

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La licitación del Proyecto de Expansión de Generación (PEG-5) de Guatemala recibió ofertas por alrededor de 4700 MW de capacidad frente a los 1400 MW requeridos repartidas entre 51 empresas.

Aunque todavía se encuentra en elaboración el informe final, desde el sector vaticinaron que, del total presentado, más de 2000 MW corresponden a proyectos solares (con y sin almacenamiento) lo que evidencia una fuerte presencia de fuentes renovables en una convocatoria que también contempla ofertas térmicas.

Además, las inversiones estimadas entre todas las tecnologías superan los USD 3500 millones y la alta potencia ofertada establece el proceso más competitivo de las últimas décadas, ya que el volumen ofertado sobrepasó los antecedentes de contratación en el país.

¿Cómo sigue el proceso? La evaluación de ofertas económicas quedó programada para el 25 de marzo de 2026 mediante subasta inversa, mientras que la adjudicación final se fijó para el 16 de abril del mismo año y los contratos debieron suscribirse dentro de un plazo máximo de tres meses, con suministro por 15 años a partir de 2030 y 2033.

La estructura del mecanismo priorizó eficiencia y competencia, generando un escenario de fuerte presión competitiva que pudo traducirse en mejores condiciones para los usuarios regulados y en mayor disciplina en los costos de generación adjudicados.

Durante el desarrollo del procedimiento se registraron más de 1000 consultas técnicas por parte de los participantes, lo que derivó en la emisión de cuatro adendas y en la realización de cinco reuniones informativas, incluida una simulación del mecanismo de subasta inversa. Según la comunicación oficial, la licitación “se ha desarrollado con los más altos estándares de transparencia, participación y rigor técnico”, reforzando la percepción de previsibilidad institucional.

Este resultado se dio en un contexto de revisión de la infraestructura eléctrica nacional, luego del revés registrado en la licitación de transmisión PET-3, situación que llevó al país a preparar el relanzamiento de la misma y nuevas convocatorias para fortalecer la red en 2026. La coordinación entre expansión de generación y refuerzo del transporte resultó determinante para absorber la nueva capacidad proyectada y evitar restricciones operativas en el mediano plazo.

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YPF Luz y Justoken lanzaron ENERTOKEN, una plataforma para contratar y gestionar energía eléctrica con tecnología blockchain en Argentina, con la cual la generadora prevé acelerar su estrategia comercial con un objetivo concreto: escalar su negocio de contratos PPA.

“Tenemos más de 80 clientes a los que les vendemos energía eléctrica por 800 millones de dólares (valor total de los contratos PPA firmados) y, con la plataforma, el objetivo es multiplicar por 10 la cantidad de clientes”, reveló Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, durante un encuentro exclusivo en el que estuvo presente Energía Estratégica. 

El ejecutivo reconoce que el mercado a término ha priorizado históricamente grandes consumidores, dejando un universo intermedio con menor penetración contractual; por lo que con dicha herramienta proyectan captar usuarios a partir de 30 kW de consumo, incluyendo estaciones de servicio con cargadores eléctricos, parques industriales, hoteles y sucursales bancarias, entre otros rubros.

Mientras que en cuanto a clientes grandes, la compañía apunta a cerrar contratos PPA con sector minero, oil & gas, litio, cobre, entre otros segmentos de consumo.

“Aspiramos a que la gente pueda comprar y vender energía eléctrica a través del teléfono, tan simple como las operaciones bancarias en la actualidad. Hay que hacer costumbre y cultura de que se pueda usar hoy la transacción [de energía] desde el teléfono”, manifestó Mandarano.

“Actualmente la plataforma está pensada para grandes usuarios, ya que para el sector residencial se requiere un cambio regulatorio más grande. Hay un potencial de ir a un mercado diferente y ya está preparada para un mercado que todavía no está”, agregó.

En esta primera etapa, ENERTOKEN ofrece a empresas y usuarios una experiencia integral para contratar energía renovable y térmica de forma 100% digital, desde la simulación de costos y condiciones, hasta la firma electrónica del contrato. 

La plataforma incorpora un simulador automático de ahorro, que permite a los usuarios estimar el ahorro potencial al contratar energía, utilizando datos del mercado eléctrico y el perfil anual de consumo declarado. 

Mientras que en la segunda fase de la plataforma, funcionará como un portal de clientes para las más de 80 empresas que ya operan con energía eléctrica de YPF Luz, la cual hoy en día comercializa 250 MWmed de parques renovables y 100 MWmed de generación térmica.

Dicha comercialización está respalda por 756 MW de capacidad renovable entre proyectos eólicos y solares, sumado a que la empresa de capital mixto construye 63 MW eólicos, 200 MW solares y 90 MW en sistemas de almacenamiento BESS. 

Por lo que durante este año alcanzará 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1 GW serán renovables, abasteciendo además el 10% de la demanda eléctrica del país.

El modelo de comercialización también reduce exposición a riesgo de mercado, debido a que según explicó Mandarano, se trata que la energía ya esté vendida cuando los proyectos entran en operación comercial.

“Vendemos por anticipado por entrega a la fecha del COD de cada parque”, sostuvo durante el lanzamiento de ENERTOKEN.

Digitalización como cambio cultural

La irrupción de ENERTOKEN introduce un cambio estructural en la manera de contratar energía en Argentina al estar respaldado por la tokenización de activos energéticos sobre la red blockchain pública Ripple (XRP Ledger).

Para su puesta en marcha, se tokenizaron contratos y activos por más de 800 millones de dólares, una de las mayores tokenizaciones de activos del mundo real a nivel global. 

“Realizamos el lanzamiento porque tenemos que mostrar que la compra y venta de energía es simple, no hay riesgo, es fácil de gestionar, hay ahorro, entre otros puntos”, remarcó el CEO de YPF Luz, aludiendo a que la tokenización de la potencia y de la energía generada permite garantizar trazabilidad y accountability de los tokens, desde su generación hasta asignación final a cada cliente.

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El nuevo proceso de asignación de OEF, a través de la subasta para el Cargo por Confiabilidad (CxC), continúa generando alertas dentro del sector eléctrico colombiano. Aunque incorpora cambios normativos, las expertas consultadas identifican riesgos técnicos, señales regulatorias difusas y desbalances financieros, que pueden traducirse en falta de confianza por parte de los inversionistas interesados en participar con plantas nuevas.

“La novedad de la subasta es que parece reconocer las dificultades que han enfrentado los proyectos que resultan adjudicatarios de OEF con la real entrada en operación comercial, pues incorpora, entre otros, un incentivo para asignación de capacidad de transporte de forma más acelerada», advirtió Juanita Villanueva, abogada especialista en derecho minero energético.

Sin embargo, la ejecutiva sostuvo que no existe evidencia de que esta medida realmente solucione los tiempos de desarrollo de los proyectos y olvida que la carga de inversión en garantías sigue siendo muy alta. Aún con una nueva subasta, continúa latente.

El nuevo mecanismo, definido por la Resolución CREG 101 079 de 2025, no resuelve los problemas estructurales heredados de las convocatorias de las Resoluciones CREG 101 024 de 2022 y 101 034A de 2022. 

“La evidencia que hoy tenemos es que a finales del 2025, aún teníamos 30 plantas con OEF adjudicadas de la última subasta, que hoy continúan en etapa de construcción, lo que demuestra que convocar nuevas subastas sin otras mejoras que se requieren a nivel regulatorio no garantiza la confiabilidad esperada”, añadió Villanueva.

Vera Energy recomendó aplazar la subasta de Cargo por Confiabilidad colombiana por falta de condiciones para invertir

Natalia García, CEO de Enermant, con más de 18 años de experiencia y analista de más de 9 GW en proyectos renovables, señaló que las reglas actuales pueden derivar en castigos injustificados para los inversionistas.

 “En el pasado, muchos inversionistas han enfrentado la ejecución de garantías por haber presentado proyectos en etapas de avance insuficientes para  cumplir con los tiempos exigidos en las subastas. El problema es que los inversionistas, quienes no conocen las particularidades del mercado ni los tiempos de desarrollo, construcción y puesta en operación, se guían por requisitos exigidos para participar en los mecanismos», señaló.

Este es un riesgo que no solo toma el inversionista, sino también el sistema y la demanda, quienes son los que finalmente tienen que asumir los sobrecostos por la falta de oferta ocasionada por proyectos incumplidos.  El mecanismo no está generando condiciones mínimas para que los proyectos puedan cumplir con las OEF cuando el sistema lo requiere.

Además, se debe tener en cuenta que la Resolución CREG 101 066 de 2025 y la CREG 101 069 de 2025 introducen modificaciones sustanciales en la metodología de cálculo del precio de escasez y el precio de transacciones en Bolsa (PTB).  

En consecuencia, los generadores que tienen simultáneamente contratos bilaterales y OEF adjudicadas podrían verse obligados a “compensar” la diferencia entre su venta de energía en contratos o bolsa (la cual garantiza la financiación del proyecto), el PTB y su Precio de Escasez (PEI o PES) con dinero de su propio flujo de caja (dinero que no recibió de la bolsa sino de sus contratos bilaterales).

García advirtió a su vez que esto puede generar un desbalance económico para los potenciales participantes.

En paralelo, el uso de menús de contratos para agentes antiguos y nuevos abre una brecha competitiva que distorsiona las señales del mercado. 

“Esto puede favorecer a unos jugadores sobre otros sin una base técnica clara”, sostuvo la experta.

Claudia Ballesteros, abogada  con más de 12 años de experiencia en regulación y mercados eléctricos, cuestionó que la CREG no haya publicado estudios técnicos que validen la necesidad de esta subasta. 

“No hay evidencia de que con la convocatoria  se fortalezca la confiabilidad del sistema”, afirmó.

Ballesteros también advirtió sobre la falta de articulación institucional: “El Ministerio y la CREG han expedido regulación. Lo que ocasiona que ambas entidades traslapen sus competencias. Esto ha ocasionado que algunas medidas de política pública y  regulación sean expedidas sin rigor técnico”.

La percepción de que los cambios en el diseño del mecanismo no están orientados a incorporar las oportunidades de mejora identificadas en  las subastas anteriores, sin garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico como fin principal de las convocatorias del Cargo por Confiabilidad, es compartida por las tres especialistas. 

“Colombia necesita confiabilidad basada en proyectos viables de cualquier tecnología. Este gobierno ha trabajado fuertemente para tener metodologías que permiten agilizar procesos como LASolar, LAEolica y los procesos de conexión express para los proyectos adjudicados con OEF, sin embargo, la pregunta es: ¿el tiempo será suficiente para las nuevas plantas que no tienen siquiera punto de conexión?”, indicó García.

“El sistema necesita una mayor oferta de energía en firme e implementar las lecciones aprendidas de las subastas anteriores. No basta con convocar mecanismos y ejecutar garantías por incumplimientos, se requiere un acompañamiento efectivo por parte de todas las partes interesadas (gobierno, entidades, comunidades, agentes, demanda y demás) para que los proyectos efectivamente entren y no se “apague la luz”, concluyeron las tres especialistas.

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FES Iberia 2026 dejó una señal contundente al mercado, ante un auditorio compuesto por ejecutivos C Level, desarrolladores e inversores: con más de 6.000 millones de euros solicitados en ayudas frente a 700 millones convocados, el 2026 se perfila como un año clave para la consolidación del almacenamiento como pilar estratégico del sistema eléctrico español. 

En ese contexto, el almacenamiento fue el segmento con mayor tracción, ya que, según explicó López Ocón, la última convocatoria FEDER, con 700 millones de euros de presupuesto, recibió 1.750 solicitudes y una ayuda solicitada superior a los 6.000 millones, lo que “denotaba clarísimamente el interés que había en el sector”.

En la conversación destacada inicial del evento, Carmen López Ocón, directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y Fátima García Señán, subdirectora General de Almacenamiento y Flexibilidad del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), coincidieron en que la flexibilidad y el almacenamiento dejarán de ser tecnologías complementarias para convertirse en infraestructura estructural en un sistema con alta penetración renovable.

Desde el IDAE, López Ocón fue directa al definir el momento sectorial: “Con ese marco regulatorio, yo creo que el 2026 viene a ser un año en el que el papel  del almacenamiento va a ser clave”. 

Con 10 GW adicionales de fotovoltaica instalados en 2025, España alcanzó 103 GW de potencia renovable, equivalente al 70% de la capacidad total del sistema, mientras que la generación renovable representó en torno al 55,5% del mix anual. En ese contexto, el almacenamiento deja de ser complemento y pasa a ser condición de estabilidad.

Desde el Ministerio, García Señán afirmó que la senda de aumentar potencia instalada renovable “tiene que venir acompañada de potencia instalada de almacenamiento y de flexibilidad”. 

Y agregó que el sistema debía “superar ciertos retos, como son volatilidad de precios, seguridad de suministro y la integración de esas renovables para evitar los vertidos”.

El primer movimiento concreto ya se materializó con la publicación del Real Decreto de Suministro y Agregación. 

La funcionaria explicó que la norma “viene a regular la figura del agregador independiente, establece las bases del modelo de agregación y da el mandato a Red Eléctrica para que haga una propuesta de procedimiento de operación”, permitiendo que la respuesta de la demanda pueda participar en el mercado. La señal es clara: la flexibilidad empieza a monetizarse.

En paralelo, el mercado de capacidad se encuentra en las últimas fases de tramitación ante la Comisión Europea. García Señán subrayó que el instrumento permitirá que el almacenamiento obtenga ingresos por dar un servicio al sistema, reforzando la financiación al ofrecer ingresos estables a largo plazo. 

Además, sostuvo que el objetivo del Gobierno es “dar esa credibilidad a un sistema en el que hay cada vez más potencia instalada renovable, y que es un sistema seguro, y existen los mecanismos para garantizarlo”.

Asimismo, remarcó que uno de los objetivos centrales del Gobierno era dar esa credibilidad a un sistema en el que hay cada vez más potencia instalada renovable, y que es un sistema seguro, y existen los mecanismos para garantizarlo.

A ello se suma la modificación del decreto —que incorporará por primera vez almacenamiento distribuido—, el desarrollo regulatorio en territorios no peninsulares y el avance esperado en el Código de Red de Respuesta de la Demanda, junto con instrumentos como los mercados locales de flexibilidad y el acceso flexible a la red.

Récord de demanda inversora y efecto tractor industrial

Si el marco normativo marca la dirección, las cifras de convocatorias evidencian el apetito inversor. 

La Directora de Energías Renovables y Mercado Eléctrico del IDAE, Carmen López Ocón, recordó que en 2021 “nos aterrizaron 13.000 millones de euros del Plan de Recuperación”, cuando el organismo gestionaba previamente en torno a 200 millones anuales entre fondos FEDER y el Fondo Nacional de Eficiencia Energética.

En su dirección se lanzaron 40 convocatorias de ayuda desde finales de 2021 hasta el 2022, con un total de casi 5.000 millones movilizados, abarcando hidrógeno, renovables innovadoras, redes de calor, sustitución de combustibles fósiles en cogeneración, almacenamiento y autoconsumo.

La mayoría de los proyectos correspondieron a hibridaciones con instalaciones renovables existentes, aunque también hubo iniciativas térmicas e hidráulicas de bombeo.

Para 2026, el foco estará en ejecución efectiva. La directiva señaló que esperan que los proyectos que han recibido ayudas en estos últimos años se comiencen a desarrollar, empiecen a llegar, porque ello generaría efecto tractor para las siguientes. 

“El desafío es que las adjudicaciones se traduzcan en activos operativos que consoliden la estabilidad del sistema”, sostuvo.

El horizonte estratégico del PNIEC fija 22,5 GW de almacenamiento a 2030, pero López Ocón aclaró que “ya no estaríamos tanto en el debate del número, sino de la importancia fundamental que supone la necesidad de que ese almacenamiento se desarrolle para la estabilidad y la seguridad de nuestro sistema”.

Además, la transición se concibe como palanca industrial. Una de las convocatorias incorporó un criterio “restrictivo” de cadena de valor que exigía puntuación mínima vinculada a la fabricación nacional europea. 

Según explicó, ello estaría movilizando producción local y reforzando capacidades técnicas. En esa línea, sostuvo que la transición debía avanzar no solo hacia la independencia energética, sino también hacia la independencia de suministro.

Con agregación ya regulada, mercado de capacidad en fase final y una demanda que multiplica casi por nueve los fondos disponibles, 2026 se consolida como el año en que el almacenamiento deja de ser complemento y se convierte en infraestructura estratégica del sistema eléctrico español.

Reviva el evento: https://www.youtube.com/watch?v=_G9kRTY2oU4

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