Diego Pardow renunció como ministro de Energía de Chile tras la detección de un error en el cálculo de las tarifas eléctricas que derivó en cobros indebidos a los usuarios del país. La dimisión fue aceptada el 16 de octubre en medio de una fuerte presión política y del sector energético.

“Este cargo que tuve el honor de liderar es de exclusiva confianza del Presidente. Agradezco la confianza del presidente, Gabriel Boric, y a mi equipo, a todas y todos los funcionarios públicos que llevan décadas en este lugar”, señaló Pardow a través de sus redes sociales. 

Desde el gobierno expresaron su agradecimiento hacia Pardow por “el compromiso y trabajo desempeñado”, y comunicaron que el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, también asumirá la conducción de la cartera de Energía bajo un rol de bi-ministro. 

García es ingeniero comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile, Master of Arts por la Universidad de Maryland y Ph.D por la Universidad de California en Berkeley. Con experiencia en el mundo académico, empresarial y político, fue ministro de Economía durante el gobierno de Ricardo Lagos y actual de Economía, Fomento y Turismo bajo la gestión de Boric desde agosto 2025 en reemplazo de Nicolás Grau. 

¿A qué se debe la renuncia de Pardow? La crisis se desató a partir de la publicación del Informe Técnico Preliminar para la Fijación de Precios de Nudo Promedio del Sistema Eléctrico Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). En ese documento se evidenció una inconsistencia metodológica en el cálculo de las tarifas, que provocó un doble efecto inflacionario aplicado sobre ciertos saldos pendientes, generando cobros superiores a los establecidos.

El error impactó en clientes regulados de distintas comunas y regiones del país durante cuatro semestres. Técnicamente, se trató de una duplicación del ajuste inflacionario, lo que modificó al alza los precios de la electricidad. La revelación oficial encendió las alarmas políticas y técnicas en todo el ecosistema energético.

Además, como respuesta inmediata, el nuevo titular de la cartera, Álvaro García, anunció que “el presidente me encomendó solicitar la renuncia al secretario ejecutivo de la CNE, cosa que ya he realizado”. De este modo, Marco Mancilla quedó fuera del organismo técnico responsable del error.

La salida de Pardow no se explica solo por el error técnico. Su gestión ya acumulaba tensiones, siendo una de ellas la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financiaran parte de los subsidios eléctricos mediante un cargo del Fondo de Estabilización de Tarifas (cargo FET). 

La iniciativa fue rechazada tanto en el Senado como de forma contundente por el sector renovable, que la calificó como “una reforma tributaria encubierta” y un “grave problema regulatorio y constitucional”, ya que  buscaba aplicarse entre 2025 y 2026, trasladando parte del peso fiscal de los subsidios a los actores del segmento PMGD. 

Para las empresas del rubro, esa política no solo dañaba la competitividad, sino que generaba incertidumbre normativa y riesgos para futuras inversiones en energías renovables.

Impacto político y reacciones sectoriales

La renuncia de Pardow se produce en plena campaña presidencial en Chile para el período 2026-2030 (las elecciones serán el 16 de noviembre), intensificando el debate público sobre la gestión del sector energético. 

La candidata de izquierda Jeannette Jara reclamó la devolución de los cobros indebidos y cuestionó la demora en detectar el error. “La cantidad de años que pasaron fueron increíbles, dos administraciones, dos gobiernos distintos”, criticó.

Asimismo, desde la oposición, la Unión Demócrata Independiente (UDI) anunció que avanzará con una acusación constitucional contra el exministro, medida a la que sumaron otros parlamentarios con el correr de las horas. Y de concretarse, Pardow quedaría inhabilitado para ejercer cargos públicos durante los próximos cinco años.

El caso también pone en entredicho la coordinación entre autoridades políticas y técnicas en la formulación de políticas públicas para el sector eléctrico. Por lo que la dualidad de roles asumida por el nuevo bi-ministro García abre una nueva etapa, en la que el desafío central será recomponer la credibilidad técnica y política de la institucionalidad energética chilena.

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El proceso de licitación para incorporar 1500 MW de capacidad al sistema eléctrico hondureño avanzó con una nueva fase estratégica: el envío del primer paquete de modificaciones a los pliegos de condiciones, para su evaluación por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).

El Secretario de Estado en el Despacho de Energía, Erick Tejada Carbajal, informó que la documentación ya fue remitida y que se trató de la primera enmienda oficial al proceso, la cual incluye 13 modificaciones al pliego de la LPI 1000-010-2021.

Estos cambios estarán disponibles al público una vez reciban el visto bueno institucional y abren un nuevo capítulo dentro de la convocatoria más ambiciosa en materia energética que ha lanzado el país.

Entre las modificaciones más significativas destacó la extensión de dos meses para la recepción de ofertas técnicas, una decisión orientada a dar mayor margen a las empresas para elaborar propuestas robustas. Además, se estableció un nuevo cronograma de entrada en operación comercial para los proyectos adjudicados, ahora previsto para los años 2028, 2029 y 2030. “El período de entrada e inicio de operación comercial de las plantas adjudicadas ahora será 2028, 2029 y 2030”, puntualizó Tejada.

El proceso generó un marcado interés a nivel global. 13 empresas ya adquirieron los pliegos de condiciones, y según el funcionario, el flujo de consultas sigue activo. “Seguimos exitosamente recibiendo muestras de interés a nivel internacional”, destacó.

Este dinamismo se dio en el marco de un esquema técnico y financiero sólido, donde el proceso de licitación aplicará el modelo BOT (Build, Operate, Transfer) con contratos de operación por 15 años y posterior transferencia al Estado. La CREE, por su parte, definirá un valor máximo regulado por MW, que no podrá superar el costo medio de generación ajustado por recuperación de capital y utilidad razonable. A ello se sumará un esquema de subasta inversa por rondas sucesivas, con auditoría internacional que garantice transparencia y trazabilidad en cada etapa. La ENEE también incorporó mecanismos para la validación técnica de los proyectos, como el análisis de nodos de conexión por parte del Centro Nacional de Despacho.

Uno de los elementos más destacados del proceso fue el respaldo financiero de organismos multilaterales, como BID Invest y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE). Estas entidades están dispuestas a financiar las inversiones que surjan de esta licitación, lo que aporta mayor solidez y confianza al esquema contractual. “Esto demuestra que confían en la transparencia del proceso hondureño de licitación”, resaltó el secretario, en referencia al acompañamiento del BID Invest.

El llamado oficial a licitación fue emitido en junio de 2025 y contempló una planificación con múltiples fases, desde la recepción de ofertas hasta su evaluación técnica y económica. Con esta primera enmienda, las fechas serán ajustadas para mejorar la competitividad y garantizar la participación de más actores calificados. Mientras que la próxima enmienda abordará aspectos adicionales que aún están en evaluación técnica y jurídica.

Con esta actualización, el proceso licitatorio de 1500 MW reforzó su carácter dinámico y estratégico para el país. Al integrar mecanismos regulatorios sólidos, financiamiento internacional, participación creciente de empresas y ajustes de calendario acordes a la realidad del mercado, Honduras apunta a garantizar seguridad energética, atraer inversión y acelerar su transición hacia una matriz más sostenible y confiable.

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La Secretaría de Energía (SENER) de México publicó el nuevo Programa Sectorial de Energía 2025-2030 (PROSENER), el cual traza una hoja de ruta energética que relega la participación renovable ya que estará centrada en el fortalecimiento de los combustibles fósiles, particularmente el gas natural, que continuará como energético principal en los próximos años.

Las energías renovables, en cambio, representan apenas el 16%, una cifra que se ha mantenido prácticamente sin cambios y que no permite anticipar un cumplimiento de las metas internacionales de descarbonización para la presente década.

¿Por qué? El documento reconoce que el 82% de la matriz energética primaria está compuesta por energéticos fósiles, con el gas natural ocupando una participación creciente del 22%, por encima incluso de lo registrado en el sexenio anterior.

“Actualmente la estructura de la producción se mantiene prácticamente igual, en un 82% de energéticos fósiles”, manifiesta el Gobierno en el documento. De ese total, el petróleo representa el 60%, el gas natural el 22%, y el carbón apenas el 2%, en retroceso frente a años anteriores. Las renovables no fósiles continúan en desventaja estructural frente al resto del mix.

A diferencia de planes anteriores, el nuevo PROSENER no establece metas claras de capacidad instalada renovable para el 2030, ni objetivos específicos de crecimiento para solar, eólica, geotérmica u otras tecnologías limpias. Sino que la planeación energética se concentra en mantener la generación actual, promover la autosuficiencia de gas natural, y aumentar la eficiencia energética como única vía concreta de reducción del consumo.

En el documento se proyecta una meta de reducción anual del 2.9% en intensidad energética hasta 2036 considerando innovación tecnológica y el aprovechamiento de energías renovables. Esto se convierte en el único parámetro explícito vinculado a la transformación del consumo energético nacional.  No obstante, no se definen mecanismos, financiamiento o marcos normativos que impulsen el desarrollo renovable de forma estructural.

La estrategia energética prioriza el incremento de la producción nacional de gas natural, con una meta de 5 mil millones de pies cúbicos diarios, a fin de reducir la dependencia de las importaciones desde Estados Unidos, que actualmente cubren el 70% del consumo nacional. “La tarea aún pendiente en este sexenio y que resulta primordial de atender es la dependencia del gas natural”, reconoce el documento, que identifica este recurso como “el segundo energético más relevante en el consumo de energía primaria nacional”.

El peso del gas natural se refuerza por su rol clave en la generación eléctrica, en la industria petroquímica y en la producción de fertilizantes. Aunque el texto hace referencia a una “transición energética sustentable”, el uso del gas es considerado funcional en tanto “combustible de transición”, sin un horizonte claro de salida.

El documento también se distancia de los compromisos internacionales en materia climática, como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible o la Agenda 2030, a los que solo alude de forma declarativa. En la práctica, el Gobierno no establece ningún mecanismo cuantificable de cumplimiento de estas metas dentro del nuevo marco de planeación energética.

La única línea vinculada a energías limpias con enfoque social se vincula al despliegue de paneles solares en viviendas del norte del país, mencionada como parte del objetivo de garantizar justicia energética y acceso universal al servicio. “Se propone lograr el 100% de la electrificación de los hogares mexicanos”, señala el texto, priorizando a comunidades indígenas y afromexicanas como parte de una estrategia de inclusión.

A pesar de este componente, el plan relega la expansión renovable en favor de un modelo energético centrado en la autosuficiencia de hidrocarburos, el impulso a la refinación nacional, la reactivación de la industria petroquímica y la integración del gas como pilar estratégico.

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Yingli Solar busca consolidar su reposicionamiento en Perú, un mercado que ya conoce desde hace más de una década y al que regresa con nuevas tecnologías, una oferta más robusta y el respaldo de haber suministrado 85 GW de módulos solares a nivel mundial. Sin embargo, su retorno se produce con un diagnóstico claro: sin infraestructura de transmisión ni un marco jurídico estable, el potencial solar del país podría verse limitado.

“Nos aproximamos al país con la energía y la expectativa de que es un mercado que cuenta con radiación, con demanda energética, con crecimiento como país”, manifestó Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, durante su participación en el panel 7 de Future Energy Summit (FEs) Perú. Desde su perspectiva, el entorno es favorable desde lo natural y lo político, pero aún presenta barreras estructurales.

Contreras destaca que Perú posee una de las mejores condiciones solares de la región y recuerda que Yingli fue protagonista en los primeros desarrollos solares del país. “Tenemos más de diez años de experiencia en Perú, con plantas suministradas hace más de una década y en operación actualmente, como la de 20 MW, que en su momento fue la más grande del país”, subrayó.

Hoy, la compañía retorna a un entorno más competitivo, con tecnologías más sofisticadas y una visión más amplia sobre los costos reales de los proyectos. Contreras insiste en que la tecnología ya no es el cuello de botella, sino que  los desafíos más urgentes pasan por la transmisión y la seguridad jurídica, condiciones necesarias para que tanto la generación utility-scale como la distribuida puedan despegar.

En ese sentido, señaló que el diseño del mix energético debe ir acompañado de una planificación que contemple los puntos de conexión. “Es fundamental que los grandes pensadores del plan energético realmente enlacen bien la demanda con la generación prevista o planificada. Esas grandes plantas fotovoltaicas deben impulsarse con un marco jurídico estable y sostenible que atraiga inversión”, apuntó.

Uno de los pilares técnicos de la estrategia de Yingli para Perú es la adopción de módulos con tecnología n-type, una línea que el fabricante considera especialmente adecuada para las condiciones locales. Contreras aseguró que esta tecnología ofrece ventajas superiores en eficiencia, resistencia a la degradación y comportamiento térmico. “No fabricamos un módulo para cada condición climática, sino módulos flexibles tecnológicamente para que se adapten al mayor número de comportamientos y condiciones posibles”, explicó.

La degradación lineal estimada en 0,4% anual, junto con un buen rendimiento bajo altas temperaturas y baja radiación, convierte a los módulos n-type en una opción rentable para el país, según apuntó Contreras.

El ejecutivo también hace hincapié en la transferencia tecnológica como una ventaja competitiva, no solo en el módulo sino en toda la cadena de valor. “Cada desarrollo tecnológico que aparece en el módulo fotovoltaico termina transformando desarrollos tecnológicos en el resto de la cadena de suministro”, indicó. Este proceso de adaptación no solo requiere equipos, sino también know-how. “Es conveniente transferir de manera adecuada la experiencia de desarrolladores, especialistas e integradores de otras regiones”, añadió.

Contreras analizó la actual dinámica de precios en el mercado solar y plantea que los módulos fotovoltaicos han alcanzado un nivel tal de competitividad que rozan la lógica de una commodity. “No solamente nos hemos convertido en una commodity, sino que dentro de poco venderemos los paneles a euro kilo”, ironizó, aludiendo al nivel de presión que existe sobre los precios. Sin embargo, aclar+p que esta tendencia no debe ocultar el valor tecnológico de los productos.

Además, enfatizó: “Hay factores que los fabricantes ponemos sobre la mesa que no son puramente tecnológicos, como la sostenibilidad financiera”, puntualiza. En este sentido, recordó que Yingli Solar respalda sus productos con garantías de 30 años, un elemento clave para garantizar la bancabilidad de los proyectos. “Nuestros productos y los proyectos a los que van destinados deben ser tratables financieramente”, explicó.

Este acompañamiento, según detalló, se extiende incluso a aspectos logísticos que pueden impactar el CAPEX total del proyecto. “Un cambio de contenedor a camión lona desde el puerto hasta destino puede suponer un sobrecoste de 300 o 400 dólares por contenedor, y eso puede comerse todo el margen de contingencia del proyecto”, advierte. Por eso, destacó la importancia de brindar un servicio integral, desde la preingeniería hasta la postventa, acompañando al cliente durante toda la vida útil del módulo.

En cuanto al horizonte tecnológico, Contreras proyecta que en los próximos cinco años veremos en el mercado tecnologías como back-contact o incluso células tándem, siempre que el equilibrio entre CAPEX y prestaciones lo permita. “Siendo optimista, espero que estemos hablando de tecnologías que ofrezcan mayores prestaciones al mercado y contribuyan a que el LCOE sea más competitivo”, expresó.

Así, Yingli Solar se posiciona nuevamente como un actor clave en el ecosistema solar de Perú, dispuesto a aportar tecnología de vanguardia, pero también señalando las condiciones necesarias para que ese avance se traduzca en resultados concretos. “Perú tiene todo para crecer pero necesita las bases para hacerlo bien”, concluyó.

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La regulación propuesta por la CREG para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías (SAEB) en el Sistema Interconectado Nacional no solo significó la búsqueda de fortalecer la estabilidad eléctrica del país. Para el ecosistema tecnológico, también es una base legal concreta para que la tokenización de activos renovables deje de ser una promesa y se convierta en una herramienta real de trazabilidad y financiamiento.

En términos regulatorios, el proyecto de resolución da reconocimiento formal a los sistemas descentralizados, habilitando que baterías y plantas renovables participen activamente en servicios de red y arbitraje. Esta flexibilidad no solo amplía la eficiencia del sistema eléctrico, sino que también crea flujos de ingresos estables y predecibles, que pueden ser representados y tokenizados.

En la práctica, representa una oportunidad de monetización adicional para las empresas de energía e, incluso, los autogeneradores. Plataformas como Gaia Ecotrack ya operan bajo ese modelo: cada kW generado puede convertirse en un token que circula en una red blockchain pública, con valor de mercado y auditoría permanente.

Según explicó Ilich Blanco, CEO de Gaia Ecotrack, la resolución introduce condiciones inéditas que hacen posible el salto entre el mundo físico y el digital de la energía.

“El documento exige fronteras comerciales separadas y medición precisa, algo indispensable para validar la energía generada, almacenada y entregada. Eso es exactamente lo que necesita la blockchain para auditar y certificar transacciones energéticas en tiempo real”, señaló el ejecutivo.

Esa energía digitalizada puede intercambiarse, venderse o respaldar nuevos mecanismos de inversión, democratizando el acceso al mercado energético.

“Cuando la energía se vuelve tokenizable, gana una segunda vida financiera. No solo se mide por lo que produce, sino por lo que representa en transparencia, confianza y trazabilidad”, destacó Blanco en diálogo con Energía Estratégica.

Esta dinámica permite que cada instalación fotovoltaica o sistema híbrido sea también un activo digital líquido, con registro público y auditable, lo que fortalece la seguridad de los inversionistas.

Costos y beneficios

El proceso de tokenización no implica grandes barreras técnicas ni económicas. En el caso de esta plataforma, el ejecutivo explicó que “la entidad interesada solo debe conectar su sistema a la red de Gaia, que integra el dispositivo IoT con la blockchain. El costo es bajo y se paga anualmente, asociado al gasto de digitalizar cada kW”.

Asimismo, describe que ese gasto mínimo —denominado gas fee— se ve ampliamente compensado por los beneficios: acceso a incentivos, certificados verdes y nuevos ingresos por servicios digitales.

Según Blanco, “el costo siempre está por debajo del beneficio, porque abre la puerta a varios mercados: créditos de carbono, certificados de energía y minería de datos energéticos. No reemplaza la venta de electricidad, sino que agrega una capa de valor adicional al activo”.

En el fondo, la tokenización actúa como un mecanismo de transparencia y confianza en un contexto donde la digitalización y la descentralización se vuelven estratégicas.

La trazabilidad blockchain permite identificar el origen de la energía, registrar cada transacción y garantizar que los certificados o bonos asociados sean auténticos.

Para el sector energético colombiano, esto implica una evolución hacia un mercado más digital, eficiente y participativo, donde las energías renovables no solo producen electricidad, sino también datos, valor financiero y seguridad institucional.

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En el marco del procedimiento del Acuerdo Preventivo  Extrajudicial (APE) oportunamente abierto por IMPSA ante el Segundo Juzgado de Procesos  Concursales, Circunscripción I de la Provincia de Mendoza, el 15 de octubre se llevaron a cabo  las asambleas de bonistas y obligacionistas de la sociedad a fin de considerar la oferta por la  reestructuración de la deuda, la cual asciende a 583 millones de dólares. 

La exitosa jornada se desarrolló en la sede de IMPSA, ubicada en Mendoza, y fue presidida  por la Lic. Ercilia Nofal. Contó además con la destacada presencia de la jueza Gloria Cortés. Durante la asamblea, los diferentes acreedores fueron sumando las conformidades  expresadas (incluyendo a acreedores bajo préstamos multilaterales tales como el Inter 

American Development Bank (BID), la Inter-American Investment Corporation (BID Invest), Export Development Canada y la Corporación Andina de Fomento, obteniéndose así un  resultado positivo del 86% de los mismos, que representa el 98% del total de la deuda  elegible computable, en ambos casos de conformidad con el art. 45 bis de la Ley 24.522. 

De esta manera, habiéndose aprobado la oferta de APE por mayorías que superan  ampliamente las requeridas por la legislación aplicable, IMPSA procederá en los próximos  días a presentar el mismo ante el juzgado interviniente para su homologación. 

Este rotundo respaldo de los acreedores a la actual gestión liderada por Jorge Salcedo, presidente de IMPSA; Juan Manuel Domínguez, vicepresidente de la empresa; y Pablo Magistocchi, country manager, ratifica el rumbo que tomó la empresa para retomar su  protagonismo en los sectores de energía nuclear, grúas portuarias e hidroelectricidad en  América Latina, Estados Unidos y Asia. 

“Con la reestructuración se consolida la puesta en marcha de la nueva IMPSA, cuyo objetivo  es demostrar cómo una inversión estadounidense en tecnología argentina convertirá a  IMPSA en un fabricante esencial de grúas portuarias y de componentes nucleares para los  mercados estadounidense y argentino, retomando simultáneamente su participación indispensable en la fabricación y rehabilitación de centrales hidroeléctricas en el mundo”,  destacó Jorge Salcedo, presidente de IMPSA. 

“Agradecemos la confianza de nuestros acreedores y el apoyo de los gobiernos argentino y  estadounidense en esta nueva etapa. Estamos convencidos de que esta reestructuración de  deuda constituye el paso inicial que permitirá a IMPSA ser un ejemplo de un caso empresarial  exitoso entre dos países aliados”, agregó Salcedo. 

En cuanto a la propuesta de reestructuración, como surge de la propia oferta de APE, esta  reprogramación de vencimientos de la deuda preexistente permite que IMPSA pueda  comenzar a pagar capital a partir del año 10, contado desde la homologación del APE, lo cual  resulta de vital importancia para brindar a la sociedad el tiempo necesario para el  ordenamiento y normalización de sus operaciones y de su estructura, y continuar con el  proceso de obtención de nuevos contratos conforme al plan de negocios impulsado por su  nuevo accionista controlante, Industrial Acquisitions Fund LLC. 

Este hito representa un antes y un después para IMPSA, a tan solo ocho meses de la toma  de control por parte de los nuevos accionistas, ya que permitirá preservar la continuidad de  la empresa, su tecnología de primer nivel mundial en áreas de gran relevancia estratégica  desarrollada durante sus más de 100 años de existencia, expandirse a los mercados  internacionales y fortalecer la actividad industrial mendocina con el apoyo del gobierno provincial.

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América Latina se encontró en una encrucijada energética sin precedentes: un crecimiento exponencial de la demanda eléctrica empujado por la electromovilidad, el hidrógeno, la digitalización y el cambio climático, en un contexto donde aún persisten brechas en infraestructura y una baja integración regional. Esta fue la principal conclusión del panel “Perspectiva Energética Regional” desarrollado durante la X Semana de la Energía organizada por OLADE.

“En los próximos años vamos a tener un salto importante en demanda eléctrica. No vamos a tener la capacidad de atender eso si no lo planificamos desde ahora”, advirtió Leandro Pereira de Andrade, director del Departamento de Información, Estudios y Eficiencia Energética del Ministerio de Minas y Energía de Brasil.

Desde Honduras, el secretario de Energía, Eric Tejada, complementó que su país experimenta un aumento interanual del 18% en la demanda eléctrica, impulsado por la electrificación del transporte, la climatización de viviendas y la expansión industrial.

“Estamos trabajando con modelos prospectivos, porque es una realidad que en todos los países vamos a experimentar incrementos sustanciales”, manifestó.

La aparición de nuevos consumidores intensivos como los data centers, la cripto minería, la industria turística y los parques industriales demandó una respuesta urgente en infraestructura energética.

“No hay forma de que un sistema pueda acompañar esa carga si no se planifica desde ahora”, subrayó Pereira de Andrade, quien aseguró que Brasil tenía actualmente más de 60 proyectos de data centers en análisis para los próximos cinco años.

El crecimiento del consumo eléctrico también se extendió a usos residenciales. “Con olas de calor de 40° en primavera, la gente empieza a climatizar sus viviendas. La electrificación residencial también empuja la demanda”, explicó el funcionario brasileño.

En el caso de Paraguay, el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, sostuvo que la principal preocupación era que ese crecimiento “sea con contenido nacional, con más desarrollo local”. En esa línea, enfatizó la necesidad de vincular la política energética con una visión de industrialización: “Queremos utilizar los recursos renovables para generar energía más competitiva, que dé valor agregado y puestos de trabajo”, afirmó.

Planificación, integración y diversificación: pilares para sostener la transición

El consenso de los países apuntó a que la integración energética regional es clave para sostener la transición, pero todos coincidieron en que su avance había sido muy limitado.

“Desde el año 2000 hasta hoy se han hecho más de 15 estudios de interconexión regional. No necesitamos más estudios, necesitamos voluntad política y decisiones concretas”, enfatizó Pereira de Andrade. A su vez, consideró urgente la necesidad de pensar la infraestructura de transmisión con visión supranacional: “Hay que planificar más allá de las fronteras”, indicó.

En esa misma línea, Bejarano sostuvo que “la interconexión con Brasil es crítica, porque estamos compartiendo energía sin aprovechar toda la complementariedad de nuestras matrices”, haciendo referencia a la central de Itaipú. El funcionario también se mostró abierto a una integración eléctrica más profunda con países vecinos, pero resaltó que “hay que crear mecanismos de gobernanza que den certezas a los actores”, remarcó.

Ryan Copp, director de Energía del Ministerio de Servicios Públicos de Belice, aportó una visión centroamericana: “No podemos ver la región como países individuales, hay que verla como un conjunto. La integración energética debe pensarse como una necesidad urgente”, sostuvo.

El gas natural fue mencionado como un energético clave para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico en la transición hacia fuentes limpias. “Hoy tenemos 27 GW de gas en operación, pero con utilización inferior al 25% en promedio. Esto significa que es una reserva estratégica que hay que usar mejor”, detalló Pereira de Andrade.

En el caso de Honduras, Tejada enfatizó que si bien estaban apostando por renovables, el gas natural seguía siendo parte esencial de su matriz en el corto y mediano plazo: “Necesitamos firmeza y confiabilidad para acompañar esta transición”, señaló.

También hubo un retorno de interés por la energía hidroeléctrica, especialmente en países como Paraguay y Brasil, donde la sequía de años anteriores generó cuestionamientos a su viabilidad. “Volvemos a mirar a la hidroeléctrica como una fuente firme, aunque sabemos que el cambio climático afecta su previsibilidad”, mencionó Pereira de Andrade.

El almacenamiento energético surgió como una tecnología estratégica para sostener el crecimiento de renovables intermitentes. Jaime Sigetti, director general en Chile de Miny and Company, aseguró que los proyectos con almacenamiento estaban ganando terreno en su país. “Chile fue el primero en tener la Ley de Almacenamiento. Se está invirtiendo y avanzando fuerte en eso”, remarcó.

Desde todos los países se remarcó la necesidad de planificar el sistema energético con un enfoque social, ambiental y de equidad territorial.

Tejada sostuvo que uno de los grandes desafíos era implementar proyectos energéticos que “respeten a las comunidades, generen valor local y no reproduzcan modelos extractivistas”. También advirtió sobre los riesgos de que la transición energética terminara siendo desigual: “Hay que evitar que esta transformación beneficie a unos pocos y deje a muchos atrás”, alertó.

Desde el Banco Mundial, la moderadora del panel, Lucía Espinelli, reforzó la idea de una transición justa y ordenada. “Lo importante es que los países puedan identificar sus cuellos de botella, que trabajen con planificación y que no esperen a que los problemas escalen”, concluyó.

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El nuevo marco regulatorio energético publicado por el Gobierno mexicano hace algunos días establece criterios que abren ventanas de oportunidad para inversión privada en infraestructura de recarga con generación distribuida.

Estos documentos, que reemplazan el marco heredado de la reforma energética de 2013, introducen conceptos como la planeación vinculante del sector energético y la justicia energética, con implicaciones directas para el desarrollo de la electromovilidad en el país.

«Es positivo que estas nuevas leyes sean analizadas por los empresarios, especialmente por los socios de AMPES, dada su participación directa como proveedores de estaciones de servicio y la posible integración al suministro de carga eléctrica para automóviles y otras modalidades de transporte eléctrico», señala David Hernández Martínez, Coordinador de Normatividad de la Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio (AMPES).

El contexto es favorable: México cerró el tercer trimestre de 2025 con ventas de 24,498 vehículos eléctricos e híbridos enchufables, un crecimiento del 50% respecto al mismo período del año anterior, según la Electro Movilidad Asociación (EMA).

Sin embargo, la infraestructura de carga pública apenas alcanza las 3,514 estaciones, evidenciando una brecha crítica que representa tanto un desafío como una oportunidad para el sector privado.

El Reglamento de la Ley de Planeación y Transición Energética establece que la Secretaría de Energía (SENER) debe elaborar cinco instrumentos de planeación obligatoria, entre ellos el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) con horizonte de 15 años.

Lo relevante es que la Comisión Nacional de Energía (CNE) deberá considerar estos planes al otorgar permisos para proyectos de infraestructura de carga, lo que podría limitar geográficamente el desarrollo de electrolineras privadas en zonas no prioritarias.

«El documento relaciona directamente estos reglamentos con la electromovilidad y sus implicaciones para favorecer o limitar las inversiones en esta materia», advierte Hernández Martínez en diálogo con Mobility Portal Latinoamérica.

«Los empresarios que deseen invertir deben considerar los retos y oportunidades que esto representa».

Sin embargo, el mismo reglamento abre una ventana de oportunidad: establece que la infraestructura de recarga debe priorizarse para transporte público masivo, lo que podría acelerar proyectos de electrificación de autobuses urbanos y taxis.

Generación distribuida: la clave para estaciones de servicio

Uno de los aspectos más favorables del nuevo marco regulatorio es la flexibilización de los umbrales para generación distribuida.

El reglamento eleva de 0.5 MW a 0.7 MW la capacidad instalada que no requiere permiso, y crea la figura de autoconsumo interconectado para proyectos de hasta 20 MW con trámite simplificado.

Esto significa que una estación de servicio que desee integrar cargadores eléctricos puede instalar paneles solares hasta 0.7 MW sin permiso de generación, o hasta 20 MW bajo la nueva figura de autoconsumo con procedimiento administrativo ágil.

• Esta capacidad es suficiente para alimentar entre 15 y 30 cargadores rápidos de 50 kW, dependiendo de la configuración del sistema.

«Para posibles desarrolladores o inversionistas, sería de interés que se dispusiera el análisis de posibles fuentes de financiamiento para iniciativas del sector privado», comenta el Coordinador de Normatividad de AMPES.

Si bien los reglamentos energéticos no contemplan fuentes de financiamiento específicas para electromovilidad, existen instrumentos complementarios.

El Decreto Plan México, publicado en enero de 2025, otorga deducción inmediata del 86% al 83% de la inversión en «vehículos cuya propulsión sea a través de batería eléctrica» y equipamiento relacionado.

Adicionalmente, el Decreto de Polos de Desarrollo Económico, vigente desde mayo de 2025, permite deducción inmediata del 100% de inversiones en activos fijos para proyectos en zonas prioritarias, aplicable hasta septiembre de 2030.

El desafío de la claridad regulatoria

La pregunta crítica que plantea Hernández Martínez es si «con la publicación del reglamento existe claridad total para invertir en proyectos de infraestructura de electromovilidad por parte de la iniciativa privada».

Según el especialista, el sector espera este tipo de claridad «respecto a solicitudes y autorizaciones, sobre todo si se trata de proyectos de infraestructura de expendio al público de carga eléctrica«.

La respuesta es matizada. El Acuerdo A/108/2024, publicado en septiembre de 2024 por la entonces Comisión Reguladora de Energía (CRE), mantiene vigencia operativa y establece requisitos técnicos de conexión para electrolineras, estándares de conectores y obligaciones de transparencia en precios.

Sin embargo, el nuevo reglamento introduce elementos de incertidumbre.

El artículo 197 del Reglamento del Sector Eléctrico establece que los centros de carga para electromovilidad «pueden registrarse como Demanda Controlable«, una figura que permitiría a operadores de cargadores ofrecer reducción de demanda a cambio de tarifas preferenciales.

El problema: la CNE tiene un plazo de 120 días hábiles (aproximadamente hasta febrero de 2026) para publicar las disposiciones específicas que regulen esta figura.

Adicionalmente, el reglamento introduce el requisito de Manifestación de Impacto Social (MIS) para proyectos de infraestructura eléctrica.

Aunque el alcance de esta obligación para electrolineras privadas aún no está completamente definido, podría implicar la elaboración de un Plan de Gestión Social con «Beneficios Sociales Compartidos» para comunidades del área de influencia, incrementando costos y plazos de desarrollo.

Una ventana de oportunidad para estaciones de servicio

A pesar de las incertidumbres, el sector de estaciones de servicio se encuentra en posición privilegiada para capitalizar la transición eléctrica.

Con aproximadamente 13,000 estaciones de servicio en México -según datos de la Comisión Reguladora de Energía-, la integración de cargadores eléctricos representa una estrategia de diversificación ante la eventual reducción del consumo de combustibles fósiles.

La EMA ha hecho un llamado específico a las estaciones de servicio tradicionales «para que se sumen a la tendencia global de incorporar cargadores rápidos como una fuente alternativa de ingresos».

La entidad además destacó que «pueden prepararse para el futuro, desempeñando un papel clave en la atención de las necesidades de movilidad de todo tipo de usuarios, especialmente en recorridos de larga distancia».

• El modelo de negocio es atractivo: empresas como VEMO, Evergo y FAZT han anunciado inversiones millonarias en infraestructura de carga pública.
• Soriana y FAZT planean instalar 1,000 estaciones para 2030, mientras que Evergo comprometió 200 millones de dólares para desplegar 15,000 puertos de carga en cinco años.

Para las estaciones de servicio que ya cuentan con terrenos estratégicos en carreteras y zonas urbanas, la combinación de cargadores eléctricos con generación solar distribuida y el potencial futuro de la figura de Demanda Controlable podría resultar en un modelo de negocio resiliente y alineado con las tendencias globales de descarbonización del transporte.

Fuente: Mobility Portal Latinoamérica

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Future Energy Summit (FES) anunció su ambiciosa gira 2026, un calendario de alto impacto que recorrerá nueve países entre Europa y América Latina. Esta iniciativa reafirma el propósito de FES de fortalecer el diálogo regional, promover la innovación tecnológica y generar espacios de articulación público-privada en torno a los desafíos y oportunidades de la transición energética.

La gira iniciará el 12 de febrero en Madrid, España, y continuará con paradas clave en Argentina (4 y 5 de marzo), República Dominicana (21 y 22 de abril), Guatemala (14 de mayo), México (19 de mayo), Perú (28 de septiembre), Colombia (30 de septiembre), Chile (28 y 29 de octubre) y finalizará el 3 de noviembre en Brasil, marcando una expansión geográfica que responde a la creciente demanda de foros estratégicos en estos mercados.

El lema de esta nueva edición “Conectamos a nuestros clientes con sus clientes” sintetiza la esencia de FES como plataforma de intercambio comercial, político y tecnológico, que busca generar conexiones reales entre los actores más influyentes del ecosistema energético. Por lo que cada evento se posiciona como un punto de encuentro clave entre gobiernos, empresas, inversores y referentes del sector, promoviendo una visión común de largo plazo.

Una de las principales novedades de la Gira 2026 es la incorporación de Guatemala y Brasil como nuevas sedes oficiales, ampliando la cobertura geográfica y abriendo el juego a nuevos actores estratégicos. Esta expansión no solo refuerza la presencia regional de FES, sino que también refleja la necesidad de potenciar mercados que están tomando decisiones clave para acelerar la descarbonización y diversificar su matriz energética.

Además, como parte de su evolución, FES lanzó una nueva iniciativa: Future Energy Summit Storage, un espacio especializado orientado al debate técnico y estratégico sobre almacenamiento de energía. 

FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Y durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.

Desde su creación, FES ha promovido activamente la colaboración entre el sector público, privado y financiero, consolidándose como una plataforma de referencia en energía y sostenibilidad en América Latina y España. 

En ese marco, agradece a todos los partners y líderes tecnológicos que acompañaron durante 2025, y convoca a nuevas empresas a sumarse como aliados para posicionar sus marcas, impulsar conexiones comerciales y participar en el debate regional sobre el futuro energético.

Los encuentros de FES no solo se destacan por su nivel de contenidos y calidad de oradores, sino también por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas se congregan para generar acuerdos y avanzar en contratos vinculados a proyectos renovables, BESS , hidrógeno verde y soluciones integradas para la transición energética. 

Y igual que en anteriores ediciones, cada evento contará con transmisión abierta y gratuita a través de los canales digitales de FES, permitiendo ampliar el acceso y la participación de audiencias especializadas en toda la región.

La propuesta editorial de FES se complementa con cobertura periodística especializada en energías renovables, análisis de políticas públicas y seguimiento de tendencias globales, lo que refuerza su posicionamiento como un hub de contenidos de alta calidad para decisores del sector energético.

Con el respaldo de ediciones exitosas, una agenda regional fortalecida y el impulso de nuevas plataformas como FES, la Gira 2026 se proyecta con nueve encuentros estratégicos entre Europa y América Latina, donde las principales empresas del sector y funcionarios de primer nivel debaten, negocian y colaboran para avanzar hacia una transición energética real y sustentable.

La #ExperienciaFES no solo es un espacio de encuentro: es una herramienta estratégica de posicionamiento, conexión y toma de decisiones en un contexto donde las energías renovables demandan coordinación multisectorial y visión de largo plazo.

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Energía Estratégica lanza su nueva unidad especializada en almacenamiento energético, denominada Energía Estratégica Storage. 

Este nuevo espacio ofrecerá contenidos exclusivos sobre los principales ejes del almacenamiento con baterías: licitaciones, regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, lanzamientos tecnológicos, innovación de productos y entrevistas con referentes estratégicos del sector; a fin de ser una fuente de información integral y confiable para los distintos actores que conforman la cadena de valor. 

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La propuesta también abarca la organización de webinars y eventos virtuales especializados en sistemas BESS, que servirán como espacios de debate y actualización sobre los avances tecnológicos, los modelos de negocio emergentes y los desafíos regulatorios del sector.

El nuevo portal contará con espacios dedicados a la exposición de productos y soluciones tecnológicas, brindando visibilidad a fabricantes, integradores y proveedores que deseen presentar innovaciones en sistemas de baterías, software de gestión o infraestructura asociada.

La creación de Energía Estratégica Storage se produce tras el éxito del PVBook 2025, el catálogo internacional del sector fotovoltaico presentado recientemente y que se consolidó como una referencia clave para la industria solar de la región. 

Sumado a que el lanzamiento de esta nueva unidad especializada de Energía Estratégica responde a la acelerada expansión del almacenamiento con baterías en América Latina, la cual supera los 1560 MW de capacidad instalada,  según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

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Este crecimiento no solo refleja la madurez del mercado, sino también el reconocimiento del almacenamiento como un componente estratégico en la planificación energética de los países. 

Por ejemplo, Argentina adjudicó 12 proyectos por 713 MW en su licitación AlmaGBA, mientras que Chile cuenta con más de 14 GW en proyectos con baterías en evaluación ambiental y se espera que alcance los 2 GW operativos para enero de 2026, superando en cuatro años la meta originalmente establecida para 2030. 

Pardow desde la Semana de la Energía: “La baja en costos BESS fue una ventana que Chile supo aprovechar”

A su vez, Colombia avanza en la definición de un marco normativo para integrar los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) al sistema eléctrico nacional, reconociéndolos como activos de red estratégicos.

También Centroamérica y el Caribe muestran un avance sostenido. Guatemala incorporará por primera vez sistemas BESS en su licitación PEG-5 de 1400 MW; mientras que República Dominicana y Honduras harán lo propio en sus subastas de 600 MW y 1500 MW, respectivamente, siendo esta última bajo la modalidad Build, Operate and Transfer (BOT), que prevé la transferencia de los activos al Estado luego de 15 años de operación (ver nota). 

En tanto que Panamá extendió su cronograma de licitaciones eléctricas hasta 2029 e incluyó el almacenamiento como tecnología elegible, con una subasta específica de 50 MW prevista para 2028.

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El nacimiento de Energía Estratégica Storage también se enmarca dentro de un movimiento más amplio de especialización temática impulsado por el grupo, que incluye espacios de articulación como FES Storage, un punto de encuentro para líderes y referentes del mercado de baterías que promueve el intercambio de conocimiento y experiencias entre los principales protagonistas del sector.

Incluso, el cierre de la gira 2025 de FES a Colombia y Chile con dos ediciones que pondrán en agenda los principales retos y oportunidades del sector. El 21 y 22 de octubre se celebrará la quinta edición de FES Colombia en la ciudad de Bogotá, y la cuarta edición de FES Chile tendrá lugar  los días 26 y 27 de noviembre en Santiago, encuentros que reunirán a más de 500 líderes para debatir sobre el futuro de las renovables y el almacenamiento. 

Y tras otro año de encuentros que consolidaron a FES como un espacio clave para el debate y la generación de oportunidades en el sector renovable, 2026 se proyecta con una agenda aún más ambiciosa, orientada a potenciar el networking, los debates estratégicos y el contenido especializado. 

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De esta manera, Energía Estratégica Storage se consolida como una plataforma informativa de alto valor, pensada para ejecutivos, utilities, desarrolladores, integradores, analistas y fabricantes que buscan información precisa y actualizada sobre uno de los sectores más dinámicos del mercado. 

La suscripción al newsletter ya se encuentra disponible, ofreciendo a sus lectores un acceso directo a información verificada, análisis de mercado y contenidos orientados a la toma de decisiones estratégicas.

Y quienes deseen formar parte o realizar consultas pueden hacerlo escribiendo a info@strategicenergycorp.com, donde se les brindará asesoramiento sobre participación, difusión y oportunidades dentro del nuevo espacio.

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Enormes expectativas rodean a la próxima edición de Future Energy Summit (FES) en Colombia, donde se esperan anuncios clave del sector público y privado energético.

A una semana del evento, quedan las últimas entradas disponibles para FES Colombia, que se realizará el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá. 

Quienes aún no aseguraron su lugar pueden registrarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia. Y como cada año, el encuentro podrá seguirse también en vivo y de forma gratuita a través del canal de YouTube, consolidando a Future Energy Summit como la única plataforma de eventos que transmite gratuitamente todos sus encuentros

A lo largo de sus ediciones anteriores, FES se ha consolidado como un espacio de referencia para el intercambio de ideas entre líderes del sector público y privado, impulsando la cooperación, la inversión y la innovación tecnológica. Además, quienes deseen revivir los momentos más destacados de las ediciones pasadas pueden acceder al canal oficial de YouTube, donde se encuentran disponibles los debates celebrados en Argentina, Chile, Colombia, España, México, Perú y República Dominicana.

La quinta edición de FES Colombia contará con una agenda de alto nivel que reunirá a ejecutivos, autoridades, inversores y referentes del ámbito financiero.

Entre los perfiles confirmados se destacan Francesco Bertoli, CEO de Enel Colombia; María Fernanda Suárez, CEO de Banco Popular; y Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy, junto a voces internacionales como Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala, y Mijal Brady, Jefa de Gabinete de OLADE.

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Además, FES contará con la participación de los principales partners tecnológicos y compañías líderes del sector. Se destacan compañías de generación y tecnología solar como Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Antai Solar y Solax Power, que mostrarán sus avances en eficiencia y diseño de plantas fotovoltaicas.

En almacenamiento y soluciones energéticas participarán CATL, Great Power, BLC Power Generation, Enermant y Erco Energía, mientras que en infraestructura, redes y consultoría estarán presentes Nexans, Afry, DIPREM, Nordex, Alurack, Chint, Ventus y KAI Energy Capital, con innovaciones que apuntan a mejorar la digitalización y la sostenibilidad del sistema energético regional.

Durante dos jornadas, el evento ofrecerá un programa de conferencias, paneles y espacios de networking diseñados para fortalecer la colaboración entre actores públicos y privados. La agenda completa de actividades ya puede consultarse en live.eventtia.com/es/fes-colombia/Agenda.

Con la participación de cientos de referentes nacionales e internacionales, FES Colombia reafirma su compromiso de conectar conocimiento, innovación y acción para acelerar la transformación energética de América Latina.

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América Latina perderá cerca del 3,2% de su generación eléctrica durante 2024 por falta de sistemas de almacenamiento, según estimaciones de OLADE. El cálculo se basa en la diferencia entre la generación y el consumo eléctrico estimado para 2025 en la región, representando energía generada pero no utilizada.

“Son USD 7000 millones que la región podría haber facturado si tuviera dónde colocar esa energía”, enfatizó Fitzgerald Cantero, director de Estudios, Proyectos e Información de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). El dato surge de un reciente documento técnico que cruza proyecciones de generación y consumo en todos los países de la región.

Para abordar este desafío, el organismo presentó un libro blanco sobre almacenamiento energético durante la X Semana de la Energía en Santiago de Chile, con el objetivo de orientar a los países de la región en la adopción de soluciones que permitan acumular excedentes de generación y estabilizar redes eléctricas.

“El almacenamiento no es solamente para guardar la energía que sobra, sino también para estabilizar las redes. Además, es muy costosa una interconexión entre países, y ahí el almacenamiento se vuelve crucial”, explicó Cantero, destacando que esta tecnología es especialmente crítica en contextos donde no es viable la interconexión, como en muchos países del Caribe.

El libro blanco busca ofrecer referencias prácticas sobre modelos exitosos, tecnologías existentes y oportunidades de aplicación para quienes deben tomar decisiones de política pública. Si bien OLADE no lo elaboró directamente, Cantero comentó que el enfoque apunta a responder preguntas clave del tipo: “¿Cuál es el camino? ¿Qué modelos funcionan? ¿Qué tecnologías están disponibles?”.

“Se propone una meta bastante ambiciosa, que tiene su costo, pero lo importante es ver la ecuación en la larga duración. Yo tengo un costo de inversión importante, pero ¿cuánto me ahorro y qué estoy desperdiciando?”, planteó. Y según afirmó, el documento está diseñado para servir de insumo a ministros y autoridades de toda la región.

Perspectiva de género y liderazgo chileno en transición energética

Además del almacenamiento, la agenda de OLADE incorporó este año una dimensión social y educativa inédita. “Estamos impulsando todas las acciones dirigidas a mujeres y niñas de la región para el fortalecimiento de políticas públicas que impulsen la equidad de género en toda la cadena de valor del sector energético”, afirmó Gloria Alvarenga, Directora de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE.

Entre los hitos más destacados estuvo el lanzamiento de la Red Latinoamericana y Caribeña de Mujeres en Energía, con participación de asociaciones, sociedad civil, academia y empresas del sector. “Es un hito histórico”, remarcó Alvarenga.

También se realizó por primera vez un evento para niñas de 10 años, quienes desarrollaron un proyecto de energía en colaboración con Ingeniosas.org, el Ministerio de Energía de Chile y la Asociación de Mujeres en Energía de Chile. “Vamos a tener niñas de 10 años pudiendo hacer un proyecto de energía”, celebró Alvarenga. “Es la primera vez que se hace algo así en este marco”, agregó.

En cuanto a la situación de Chile, Cantero subrayó su protagonismo regional. “Cuando hablamos de hidrógeno verde, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de renovables, tenemos que hablar de Chile. Cuando hablamos de almacenamiento, tenemos que hablar de Chile”, sostuvo. Y agregó un dato relevante: “Después de China, es el país en el mundo que más buses eléctricos circulando tiene”.

Según explicó, el norte de Chile genera más energía solar de la que puede inyectar, lo que convierte al almacenamiento en una herramienta clave para no desperdiciar recursos. “En el norte de Chile tenés una cantidad de energía solar que no la podés inyectar toda porque la demanda es menos de lo que generás”, detalló.

En esa línea, Cantero valoró que Chile viene avanzando desde hace tiempo en la inclusión del almacenamiento como parte de la planificación del sistema. “No es que Chile esté atrasado, al contrario, es el que está más avanzado”, aseguró. Y reconoció como positivo que otros países como Panamá o República Dominicana estén comenzando a incorporar almacenamiento en sus licitaciones energéticas.

“Felicito a esos países que están haciendo esto porque ya, a la hora de poner las reglas de juego, están diciendo al sector privado: pueden venir a invertir, pero también necesitamos que un porcentaje de esa generación sea almacenamiento”, resaltó.

También mencionó la importancia de avanzar en la expansión de redes de transmisión como parte de una estrategia integral. “Con eso van a mitigar los cuellos de botella que han pasado por otros países”, advirtió.

La edición número diez de la Semana de la Energía tuvo más de mil asistentes y una agenda amplia: eficiencia energética, hidrógeno, energía nuclear, permisos, financiamiento, minerales críticos como el litio y el cobre, y distintas transiciones energéticas.

“Tenemos una agenda vastísima que busca abarcar todo el mundo de la energía”, indicó Cantero. La elección de Chile como sede no fue casual. “Hacer la Semana de la Energía en Chile tiene esa connotación de un hito importante en nuestra región”, sostuvo.

Finalmente, Cantero resumió el objetivo principal del evento: “Esperamos que este tipo de documentos les sea útil a nuestros ministros, a nuestros países, a los tomadores de decisiones a la hora de evaluar en su menú de opciones las políticas públicas por donde encaminarlos”.

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La compañía argentina Ambiente y Energía se posiciona para dar un salto estratégico en su desarrollo como generadora, con la proyección de 400 MW solares entre 2026 y 2027 y la meta de alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período. 

“Nuestro objetivo es crecer significativamente: desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período”, señaló Gastón Tzarovsky, CEO de Ambiente y Energía, en diálogo con Energía Estratégica. 

La meta se apoya en una trayectoria de más de una década en el sector, capacidad operativa consolidada y un enfoque que prioriza la eficiencia en cada etapa de sus proyectos, considerando que la compañía ha transitando desde los programas GenRen y RenovAr hasta consolidarse como un player activo en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

Uno de los hitos recientes más relevantes fue su adjudicación con prioridad de despacho plena en cuatro proyectos del MATER, que totalizan 100 MW, distribuidos entre las provincias de Formosa y Chaco. Este logro representa un paso firme en su estrategia de generación y confirma su capacidad para competir en un mercado dinámico.

“Haber sido adjudicados en la pasada convocatoria del Mercado a Término con prioridad de despacho plena en 4 proyectos es un hito que reafirma nuestro liderazgo en el sector”, afirma el directivo.

A estos proyectos se suman dos nuevas iniciativas presentadas en la última convocatoria (Q3) del MATER, ambas ubicadas en Formosa, que solicitan en conjunto 72,5 MW de prioridad de despacho: el parque solar El Sol de Formosa (21,3 MW) y El Sol de Clorinda (51,2 MW).

El crecimiento de la empresa no es fortuito. Se basa en un modelo operativo integral que abarca desarrollo, ingeniería, construcción y operación de parques solares, bajo modalidad Full EPC, lo que le permite ofrecer soluciones llave en mano con alto estándar técnico. De modo que actualmente, ejecuta tres proyectos en construcción desarrollados íntegramente por su equipo. 

“Contamos con recursos humanos altamente especializados y una flota propia de equipos pesados, hincadoras y vehículos que nos permiten responder con rapidez y eficiencia”, indica Tzarovsky, y precisa que su capacidad operativa permite abordar hasta 100 MW en proyectos simultáneos.

Además de fortalecer su participación como EPCista, Ambiente y Energía avanza en el desarrollo de tecnologías complementarias. Entre ellas, se destaca la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías que complementen sus plantas fotovoltaicas y permitan estabilizar y optimizar el uso de la red.

La visión es anticiparse a los desafíos de una matriz energética cada vez más demandante, con requerimientos de continuidad y confiabilidad. En ese sentido, el almacenamiento se presenta como una herramienta estratégica clave para garantizar energía renovable continua y competitiva en el futuro. 

Desafíos estructurales y oportunidades de mercado

Si bien la compañía tiene el objetivo de desarrollar 400 MW entre 2026 y 2027 y alcanzar 100 MW de generación propia en el mismo período, la evolución del mercado fotovoltaico argentino enfrenta cuellos de botella que limitan su potencial inmediato. 

“Los desafíos son claros: limitaciones en el acceso al SADI por falta de infraestructura, necesidad de innovar en regulaciones y lograr estabilidad macroeconómica para acceder a financiamiento competitivo”, planteó Tzarovsky.

Sin embargo, el contexto también presenta señales positivas. El MATER se consolida como una plataforma atractiva para nuevos proyectos, la demanda energética crece y las tecnologías emergentes —como la electromovilidad y la inteligencia artificial— impulsan el consumo eléctrico.

Con este diagnóstico, la estrategia de la empresa para los próximos años incluye no solo expandir su cartera de proyectos, sino también afianzar su rol como generador independiente, capitalizar oportunidades de financiamiento con socios estratégicos y acelerar la transición tecnológica en sus plantas.

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Canadian Solar visualiza en el mercado peruano un terreno fértil para desarrollar proyectos de almacenamiento, en especial a partir de la implementación de la nueva normativa PR20, que exigirá complementar proyectos renovables con sistemas de baterías a partir de 2028.

En el marco del Panel 5 de FES Perú, titulado “Nuevas tendencias en el sector energético peruano: Grandes proyectos renovables para una matriz cada vez más competitiva”, Franco Postigo, Sales Manager de Canadian Solar, sostuvo que el contexto local es muy favorable para inversiones.

“Veo muchos extranjeros, cosa que no había visto en otros eventos. Se traduce en que en Perú hay un gran potencial para este tipo de proyectos”, manifiestó.

Uno de los puntos centrales destacados por Canadian Solar es la publicación de la PR20, una nueva regulación técnica que introduce el concepto de “inercia sintética” para sistemas renovables conectados a red. Esta exigirá la integración de baterías en proyectos eólicos y solares, para asegurar estabilidad ante perturbaciones del sistema.

“Ya proyectos eólicos y solares no van a estar aislados, sino que van a tener que estar complementados técnicamente con baterías”, afirmó Postigo. Y cabe recordar que la norma regirá para los proyectos que se ejecuten a partir de 2028.

Desde la compañía, anticipan este escenario: “Queremos estar preparados para poder administrar este tipo de equipos, de manera que ya no se vea solamente un parque fotovoltaico aislado, sino que se vea un ecosistema en conjunto”, añadió el ejecutivo.

A su vez, resaltó que la señal regulatoria debe ser acompañada por incentivos financieros claros. “Es necesario que esta regulación técnica sea remunerada, que haya mecanismos claros de remuneración, de manera que la batería no sea solo un complemento técnico, sino también un activo atractivo para el inversionista”, explicó.

Expectativas de mercado y estrategia regional

En base a este nuevo marco regulatorio y la demanda creciente, Canadian Solar proyecta un cambio de perfil en los pedidos del mercado. “Ya no solamente piden módulos, sino módulos y batería”, indicó Postigo. A partir de esto, estima que el 2026 será un año de puntos y cotizaciones, para que durante 2027 se construya y en 2028 entre en operación el nuevo parque de almacenamiento bajo PR20.

“Pienso yo que el mercado tiene confianza. El sistema de almacenamiento de baterías se va a tener que exigir a corto o mediano plazo”, aseguró.

La compañía observa además una reducción significativa en los costos de sistemas de almacenamiento: “Antes, para hacer un peak shaving, el costo de la batería era el doble o tres veces lo que hoy en día es”, comentó el ejecutivo. Esta mejora ha generado una creciente demanda de cotizaciones para proyectos con baterías: RP, industrias sintéticas, e incluso clientes industriales.

En respuesta a esta evolución, Canadian Solar ha reforzado una estrategia de oferta integral. “No solamente estamos ofreciendo paneles, sino presentamos una propuesta en conjunto: panel, inversor y baterías, y nos vamos un poco más allá”, sostuvo Postigo.

La firma se posiciona como proveedor a lo largo de toda la cadena de valor: desde el suministro de tecnología hasta la construcción, operación, mantenimiento y financiamiento de los proyectos. “Tenemos la capacidad de construir el proyecto, dar la operación y mantenimiento, presentar algún esquema de financiamiento que le haga sentido al cliente”, detalló el Sales Manager.

Este enfoque apunta a respaldar tanto a desarrolladores como a EPCistas, desde la etapa de ingeniería hasta la implementación. “Nosotros vamos a aportar mucho más que el suministro”, remarcó.

El ejecutivo también abordó la guerra de precios que atraviesa el sector, con fuerte presión desde fabricantes chinos. Sin embargo, la competencia en eficiencia sigue firme. “Siempre hablamos de incremento de eficiencia, que no va a parar. Esto va a seguir dándose”, expresó. En ese marco, destacó la importancia de diferenciarse: “Hay que ver la forma de poder dar una propuesta de valor, algo distinto”.

Canadian Solar se prepara para capitalizar el nuevo marco regulatorio peruano, apostando por una solución completa de almacenamiento, ingeniería, EPC y financiamiento. “Queremos acompañar la transición energética en Perú”, concluyó Postigo.

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En el marco del ciclo de encuentros “Energía Presidencial”, asociaciones gremiales del sector energético –AGN, Empresas Eléctricas AG, Generadoras de Chile, y Asociación de Transmisoras de Chile- sostuvieron una reunión con el equipo programático de la candidata Evelyn Matthei, instancia en la que se expusieron los principales ejes de su propuesta energética y se intercambiaron visiones sobre los desafíos que enfrenta el sector.    

Entre los temas abordados, se destacó la necesidad de fortalecer la seguridad del suministro energético, modernizar y expandir la infraestructura de transmisión para habilitar más energías renovables, y revisar el modelo de distribución con foco en desempeño, eficiencia y adaptación tecnológica. Asimismo, se subrayó la relevancia de contar con una institucionalidad robusta, un marco regulatorio moderno y condiciones que impulsen la inversión, el almacenamiento y la incorporación de nuevas tecnologías que fortalezcan la seguridad del sistema, junto a otros temas prioritarios para el desarrollo del sector.

Carlos Cortés Simon, presidente ejecutivo de AGN, sostuvo que “la evolución energética de Chile exige responsabilidad y visión de largo plazo. El gas natural cumple un rol esencial, tanto para asegurar la continuidad del suministro eléctrico como al ofrecer una alternativa más limpia y eficiente para los hogares, industria y comercios. La diversificación entre gas argentino y el gas que llega a Chile por barcos, junto con los gases verdes que ya se integran a nuestras redes, fortalece la resiliencia y sostenibilidad de nuestro sistema energético”.

Por su parte, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, destacó la importancia de modernizar el sistema de distribución eléctrica para acompañar los desafíos de la transición energética, valorando que se ponga énfasis en la modernización del sistema de distribución: «Es urgente avanzar hacia un modelo que incentive la inversión, mejore los indicadores de calidad de servicio y permita integrar nuevas tecnologías».

«La distribución es el eslabón más cercano a las personas, y su fortalecimiento es clave para garantizar un suministro seguro y eficiente en beneficio de todos los hogares del país”, añadió.

En materia de transmisión, Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, subrayó la magnitud del reto que enfrenta el país: “Tenemos el gran desafío de más que duplicar la capacidad de transmisión de aquí al año 2040. Solo eso permitirá que Chile aproveche sus condiciones naturales para el desarrollo de energías limpias. Para lograrlo, se requiere visión de Estado y colaboración público-privada, no solo para acelerar la ejecución de nuevos proyectos, sino también para modernizar la infraestructura existente”.

Finalmente, Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile, destacó la importancia de modernizar la institucionalidad y el marco regulatorio para acompañar la transición tecnológica y el nuevo contexto del mercado eléctrico: “Propusimos tres ejes fundamentales para avanzar hacia una transición energética segura y sostenible: una institucionalidad moderna, capaz de anticipar riesgos y otorgar certezas a la inversión; un sistema más seguro y resiliente, sustentado en reglas simples y coherentes que acompañen la innovación; y una regulación actualizada que promueva un mercado de ofertas competitivo e integre eficazmente el almacenamiento”.

En tanto, desde el comando de Evelyn Matthei, el encargado del equipo de energía, Carlos Barría, valoró el diálogo con los gremios y destacó el rol estratégico del sector energético para el desarrollo del país, señalando además los cuatro ejes de acción que propone el programa de la candidata para abordar los desafíos de la industria: “Valoramos este espacio de diálogo con los gremios energéticos, porque el sector debe recuperar el liderazgo que siempre ha tenido en el desarrollo nacional.

En este sentido, desde el comando hemos definido líneas de trabajo clave: fortalecer la institucionalidad y coordinación del sector; modernizar las redes eléctricas para mayor seguridad y tarifas razonables; impulsar la electromovilidad, el hidrógeno verde y la electrificación industrial; y simplificar la regulación para acelerar inversiones con estándares altos. Chile necesita planificación, certeza y liderazgo para recuperar su dinamismo energético y económico”.

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La Ley de Movilidad Sostenible es la clave para el desembolso de 10.000 millones de euros procedentes de los fondos europeos NextGenerationEU y una deuda pendiente desde 2021.

Según ha dado a conocer Mobility Portal Europe, la norma salió adelante el pasado miércoles con 174 votos a favor, 170 en contra y cuatro abstenciones, gracias a un acuerdo de última hora entre el Ejecutivo y Podemos.

La votación reflejó la fragilidad política de la coalición. Las negociaciones se intensificaron en las horas previas para asegurar el apoyo de los diputados de Ione Belarra, que finalmente accedieron tras pactar con el Ministerio de Transportes reforzar los criterios medioambientales en la ampliación del aeropuerto de El Prat.

El ministro Óscar Puente aclaró que el pacto “no altera los plazos previstos en el DORA III”, pero refuerza “los parámetros ambientales de un proyecto que será ejemplo para España y Europa”.

Desde Sumar, Ernest Urtasun calificó los cambios como “marginales”, mientras que Junts insistió en que “los plazos no varían” y que “la decisión sobre El Prat compete a los catalanes”.

La jornada parlamentaria estuvo marcada por giros imprevistos: la ausencia del diputado del PP Guillermo Mariscal y un error en el voto telemático del parlamentario del PNV Mikel Legarda mantuvieron la incertidumbre hasta el final.

Finalmente, el pacto con Podemos allanó el camino. El acuerdo obliga a que cualquier proyecto para El Prat cumpla con los objetivos de reducción de emisiones de la Directiva europea Fit for 55, que fija una rebaja del 55 % para 2030 y la neutralidad climática para 2050.

Un marco legal para la descarbonización y la digitalización

La norma crea el Sistema General de Movilidad Sostenible, que articulará las políticas nacionales, regionales y locales, y nuevos instrumentos como el Espacio de Datos Integrado de Movilidad, el Foro Territorial de Movilidad Sostenible y el Consejo Superior de Movilidad Sostenible.

El objetivo es consolidar un marco de coordinación y transparencia entre administraciones que facilite la toma de decisiones basada en datos y favorezca la eficiencia del gasto público.

Asimismo, el Documento de Orientaciones para la Movilidad Sostenible servirá de guía para la planificación y gestión del transporte, reforzando la cooperación interadministrativa y la coherencia de las políticas públicas.

El texto refuerza el papel del transporte colectivo mediante la creación del Fondo Estatal de Contribución a la Movilidad Sostenible, destinado a financiar los servicios urbanos de pasajeros.

Las ciudades deberán fomentar la movilidad activa, la intermodalidad y el uso de vehículos cero emisiones, así como regular la introducción de los vehículos automatizados.

En caso de episodios de alta contaminación, las autoridades podrán restringir la circulación o el acceso a determinadas vías por motivos medioambientales.

Etiquetas medioambientales y renovables

En el plazo de doce meses desde su entrada en vigor, el Gobierno actualizará las etiquetas ambientales de la DGT, incorporando las emisiones de CO₂ como nuevo criterio de clasificación.

También deberá presentar disposiciones para incrementar la proporción de energías renovables en el transporte y reducir su intensidad contaminante.

Una ley que reconoce el derecho a la movilidad sostenible

Más allá de las tensiones políticas, la nueva ley representa un hito normativo: por primera vez, se reconoce el derecho de las personas a una movilidad sostenible, enmarcado en una futura Estrategia Estatal contra la Pobreza de Transporte.

El texto establece que las empresas con más de 200 trabajadores —o 100 en turnos— deberán implantar planes de movilidad sostenible y disponer de puntos de recarga eléctrica en sus instalaciones.

Los grandes centros de actividad (como polígonos industriales) deberán aprobar planes similares y revisarlos cada cinco años, mientras que los municipios de entre 20.000 y 50.000 habitantes tendrán seis años para dotarse de uno.

Según Transport & Environment (T&E), esta ampliación es “positiva pero insuficiente”, ya que casi el 60 % de los desplazamientos laborales se realizan en coche privado y el país cuenta con 2,9 millones de pymes que quedan fuera del alcance de la medida.

Aun así, la organización celebra la norma como una “oportunidad real para reducir las emisiones del transporte”, mejorar la salud pública y avanzar hacia la neutralidad climática de 2050.

Además, el Gobierno deberá aprobar en un plazo máximo de tres meses un Plan Nacional de Renovación del Parque Automovilístico, un punto que ha sido celebrado por las principales asociaciones del sector.

Faconauto ha valorado positivamente la inclusión de este plan en la LMS, considerándolo un “punto de inflexión” en la política de movilidad española.

La patronal de concesionarios destaca que la renovación del parque es una herramienta “estructural” para reducir emisiones, reforzar la seguridad vial y dinamizar la industria, y que complementa los planes de electrificación con una visión “realista, inclusiva y tecnológicamente neutra”.

En su comunicado, la organización recordó su experiencia en la gestión de incentivos como el programa Reinicia Auto+ y reiteró su disposición a colaborar con el Gobierno para garantizar una implementación ágil y homogénea del nuevo plan.

“Renovar el parque no solo es una medida medioambiental, también social y económica”, subrayan.

Por su parte, la Asociación Nacional de Vendedores y Reparadores de Vehículos (Ganvam) celebró que la ley reconozca la movilidad como derecho social, y pidió diseñar una estrategia de renovación “eficaz y accesible” para todos los niveles de renta.

Su presidente, Javier Barea, recordó que más del 60 % del parque automovilístico español supera los 10 años, y abogó por recuperar el espíritu del Plan Prever, que en su momento permitió achatarrar 3,3 millones de vehículos antiguos.

“Una movilidad verdaderamente sostenible debe ser accesible y asequible para todos los ciudadanos”, señaló Barea, destacando que las políticas de renovación deben garantizar una transición inclusiva hacia la descarbonización.

El reto del transporte de mercancías

En materia logística, el Ministerio de Transportes elaborará un plan de autopistas ferroviarias para impulsar el traslado del transporte de mercancías desde la carretera al tren.

Se prevé un sistema de bonificaciones a los cánones ferroviarios y un programa de apoyo al transporte de mercancías, orientado a mejorar la competitividad, la eficiencia energética y la innovación del sector.

El Ejecutivo deberá aprobar en el plazo de un año los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero hasta 2030, además de presentar un estudio sobre la recuperación de los trenes nocturnos y acelerar el despliegue de puntos de recarga eléctrica en carreteras y estaciones de servicio.

Más información en https://mobilityportal.eu/

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Sungrow aprovechó su participación en el Future Energy Summit (FES) Perú 2025 para dejar un mensaje contundente al sector energético nacional: la tecnología de almacenamiento ya está lista para operar durante dos décadas, con respaldo técnico, eficiencia integrada y soporte postventa. La compañía presentó su línea PowerTitan 3.0, una solución diseñada para maximizar el rendimiento de los sistemas BESS en condiciones reales de operación.

“Estamos ofreciendo contratos de mantenimiento a 20 años para nuestros sistemas de almacenamiento. Esto demuestra que confiamos en nuestra tecnología y que queremos acompañar el crecimiento del mercado peruano en el largo plazo”, manifestó Jorge Alvarado, Key Account Manager de Sungrow, durante el Panel 3 del evento.

El directivo remarcó que esta propuesta no solo implica garantía, sino también una estructura pensada para minimizar el OPEX del cliente: sistemas modulares, con todos los componentes en un solo contenedor, “plug and play, con menos ingeniería en sitio y menos horas-hombre”, precisó.

La solución presentada —incluida en el PVBook de la compañía— ofrece distintas configuraciones para atender necesidades específicas: desde sistemas de 1 MWh a 5 MWh por contenedor, con niveles de integración que reducen tiempos de instalación y optimizan el uso del espacio.

“Todo viene listo para operar: inversores, baterías, sistema HVAC y controladores. Esto permite garantizar estabilidad, reducir costos y acelerar la ejecución”, detalló Alvarado.

Además, la empresa diferenció su propuesta de los esquemas clásicos de EPC (Engineering, Procurement and Construction). En lugar de delegar, Sungrow asumió directamente el mantenimiento con contratos de largo plazo, lo que le permitió garantizar el desempeño técnico, gestionar repuestos y reducir los riesgos de obsolescencia.

Modelo híbrido, competitividad y contexto peruano

César Sáenz, Latam Utility & ESS Manager de Sungrow, también participó de FES Perú y reforzó la visión de la compañía al explicar que los proyectos híbridos —combinando fotovoltaico y almacenamiento— son los más rentables bajo las condiciones actuales del mercado.

“El LCOE de un proyecto híbrido hoy es más competitivo porque hay más control sobre los costos y las decisiones técnicas”, afirmó Sáenz. Esto permitió a los desarrolladores optimizar sus inversiones desde la etapa de planificación, sin depender exclusivamente de las condiciones del mercado spot o contratos PPA rígidos.

El ejecutivo también destacó que Sungrow buscó adaptar sus soluciones al contexto normativo y comercial de cada país, y Perú, con la reciente Ley 32249, se perfiló como un escenario favorable para el despliegue de proyectos a gran escala que integren almacenamiento desde el inicio.

Ambos ejecutivos coincidieron en que Perú representa un mercado estratégico en expansión, donde la demanda energética y la transición a fuentes limpias abrirán espacio para nuevos actores, tecnologías y modelos de negocio.

“La aprobación de la Ley 32249 es una señal muy importante para todo el sector. Desde Sungrow, ya estamos listos para responder con tecnología confiable, contratos robustos y presencia local”, concluyó Alvarado.

Con propuestas tecnológicas avanzadas y una política comercial orientada al servicio de largo plazo, Sungrow dejó en claro que no busca solo vender equipos, sino construir relaciones duraderas con los desarrolladores y garantizar la estabilidad de la red en la era solar andina.

Reviva el Future Energy Summit Perú:

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América Latina y el Caribe tienen condiciones inigualables para liderar la transición energética global, tanto por su matriz eléctrica altamente limpia como por su creciente peso en la agenda internacional. Así lo sostuvo Espen Mehlum, Head of Energy del World Economic Forum, en entrevista con Energía Estratégica durante la X Semana de la Energía.

“Es una región que tiene la matriz eléctrica más limpia del mundo, con un 70% de renovables en la generación eléctrica”, precisó Mehlum. Países como Uruguay ya alcanzan un 99% y Brasil se aproxima al 90%, cifras muy por encima de los promedios globales.

Desde esta posición de ventaja, el desafío ahora es consolidar ese liderazgo. “Para avanzar al siguiente nivel, se necesita atraer más inversiones y asegurar que el modelo de negocio sea sólido para las empresas”, explicó. El contexto regional, sin embargo, es dispar: “Cada país tiene diferentes costos de capital, mercados energéticos y estructuras regulatorias”, por lo que la estrategia debe ser adaptada a cada caso.

En este sentido, Brasil apareció como un país clave. “Es un mercado enorme y con condiciones para atraer inversión. Pero no es el único. Hay otros países bien posicionados para avanzar también”, señaló el directivo del WEF.

Una región que debe acelerar el ritmo

El World Economic Forum publica anualmente el Global Energy Transition Index, donde evalúa a 118 países en 43 indicadores relacionados con sostenibilidad, seguridad, acceso, políticas, infraestructura, financiamiento y capital humano. “Brasil figura entre los mejores posicionados del mundo”, destacó Mehlum. Sin embargo, el avance general de la región se ha estancado. “Ahora es el momento de empujar la transición con fuerza y de forma integral”, advirtió.

Para el ejecutivo, la transición no depende únicamente del porcentaje de energía limpia, sino también de la capacidad institucional para sostenerla en el tiempo. Políticas claras, marcos regulatorios estables, inversión en talento y tecnología son fundamentales. “¿Tenés el capital humano que se necesita? Esa es una pregunta clave”, planteó.

Otro de los pilares es la cooperación global. “La energía es un tema global. Hay mercados de combustibles, de electricidad y de tecnología que ya están interconectados”, explicó. Por eso, el diálogo entre regiones y el intercambio de políticas públicas son esenciales, tanto para aprovechar sinergias como para abrir nuevos mercados.

Uno de los temas emergentes es el almacenamiento energético. “Es clave para dar estabilidad y flexibilidad al sistema, y para aumentar el valor de las renovables”, afirmó. Aunque las baterías son una opción, también mencionó la hidroelectricidad como forma de almacenamiento eficaz y flexible.

“Lo importante es desarrollar estas capacidades y crear incentivos para que las empresas inviertan en ellas”, apuntó. Como ejemplo, citó el caso de Uruguay, que con una matriz casi totalmente renovable ha logrado una operación eficiente sin depender fuertemente del almacenamiento, gracias a una diversificación de fuentes y una buena interconexión regional.

Finalmente, Mehlum destacó que Brasil está jugando un papel internacional cada vez más relevante. “Han organizado el G20, la COP y lanzado la Coalición Global para la Planificación Energética. Es un ejemplo claro de liderazgo desde la región”, sostuvo. Y concluyó: “El sistema energético global está cambiando. Este es un momento decisivo para que los países latinoamericanos avancen desde una posición de fortaleza”.

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Grenergy celebró la ceremonia de colocación simbólica de la primera piedra de la planta híbrida de generación y almacenamiento Monte Águila, situada en El Cabrero, en la Región del Biobío. 

Al acto han asistido el ministro de Hacienda, Nicolás Grau; el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García; el ministro de Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo; el delegado presidencial regional del Biobío, Eduardo Pacheco; el gobernador de la Región del Biobío, Sergio Giacaman; el alcalde de Cabrero, Yusef Sabag Araneda; además de representantes del sector energético, comunidades locales, trabajadores e invitados especiales.

Monte Águila contempla una inversión cercana a los 300 millones de dólares y contará con una capacidad instalada de 340 MW de energía solar, acompañada por un sistema de almacenamiento en baterías de 960 MWh. La energía generada será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de la línea de transmisión Santa María–Charrúa, para lo cual se construirá la infraestructura necesaria, incluyendo dos torres eléctricas. Se prevé que la planta esté conectada a principios de 2027.

La planta híbrida de Monte Águila forma parte de la plataforma Oasis Central, impulsada por Grenergy en la zona centro de Chile. Esta plataforma contempla una capacidad proyectada de 1,1 GW de energía solar y 3,8 GWh de almacenamiento, e incluye cinco proyectos: Tamango (Maule), Teno (Maule), Planchón (Maule), Monte Águila (Bío Bío) y Sol de Caone (Maule). El desarrollo se estructura en cinco fases planificadas, todas con fecha de operación prevista para 2027.

Todas las fases ya cuentan con acuerdos de compra de energía (PPAs), incluyendo el primer PPA base load —de suministro continuo 24/7— firmado con Codelco, la empresa estatal chilena y principal productora de cobre a nivel mundial.

Por su parte, el ministro de Hacienda, Nicolás Grau señaló que “estamos muy contentos porque esto es más inversión y más empleos de calidad. La inversión en Chile se está acelerando —este año crecerá más de un 5%—, impulsada principalmente por la minería y la energía. Y lo que vemos hoy en el Biobío es justamente eso: proyectos que combinan energía verde, desarrollo industrial y oportunidades para la región. Nuestro compromiso como Gobierno es seguir impulsando este tipo de iniciativas, que generan empleo, competitividad y dignidad para las personas.”

Asimismo, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, destacó esta nueva obra: “Monte Águila forma parte de los proyectos que impulsamos mediante el Plan de Fortalecimiento Industrial, y colocar hoy su primera piedra es una excelente noticia para la región. Biobío tiene el potencial de consolidarse como un polo estratégico en la producción de energías renovables, y como Gobierno estamos comprometidos a acelerar ese proceso, fortaleciendo el empleo y dinamismo económico para las comunidades locales”.

También, el ministro del Trabajo y Previsión Social, Giorgio Boccardo, expresó que «Estamos muy contentos por estar hoy día colocando la primera piedra de esta planta fotovoltaica, que es parte también de los objetivos priorizados del Plan de Industrialización de la región del Biobío. Contentos también porque en el momento en que se desarrollen las faenas de construcción de la planta se van a generar cerca de mil puestos de trabajo, entre puestos directos e indirectos, y posteriormente va a poder seguir dando oportunidades laborales con puestos de trabajo calificados, que además en un desarrollo que contribuye también a la reconversión de energías renovables para el país”.

Oasis Central tiene como objetivo replicar el exitoso modelo de hibridación desarrollado por Grenergy en Oasis de Atacama, una de las plataformas de baterías más grandes del mundo y la primera en Latinoamérica, ubicada en el norte de Chile. Este proyecto cuenta con una capacidad proyectada de 2 GW y 11 GWh de almacenamiento, y se espera que esté finalizado en 2027, con una inversión total estimada de 2.000 millones de euros. 

El éxito de Oasis de Atacama se refleja en el interés que ha despertado entre grandes inversores internacionales como CVC y KKR, así como en el respaldo de 12 importantes bancos internacionales que ya han participado en su financiación.

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La quinta edición del Future Energy Summit (FES) Colombia tendrá lugar los días 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los referentes más importantes de las energías renovables. Las entradas para participar de los espacios de networking y análisis técnico ya están disponibles haciendo click aquí. Quienes lo deseen podrán seguirlo en vivo por el canal de YouTube de FES.

Entre los debates más esperados, destaca el panel titulado “Prioridades regulatorias y de política pública del sector energético colombiano: Horizonte 2030”, que pondrá sobre la mesa los retos y definiciones que marcarán el rumbo de la transición energética en la próxima década.

Participarán figuras clave de la institucionalidad y la regulación nacional: Natalia Gutiérrez, presidenta ejecutiva de ACOLGEN; Antonio Jiménez Rivera, comisionado de la CREG; Amylkar Acosta, ex ministro de Minas y Energía; Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, directora ejecutiva del FENOGE; y Nicolás Rincón Munar, director de Infraestructura y Energía Sostenible del DNP.

El debate llega en un momento en que Colombia redefine su marco regulatorio eléctrico. Con la CREG trabajando en normas sobre autogeneración remota, almacenamiento energético y rediseño del cargo por confiabilidad, con subastas de energía a la vista, la discusión se centrará en cómo compatibilizar los objetivos de descarbonización con la estabilidad de precios y la seguridad del sistema.

El comisionado Antonio Jiménez Rivera aportará la visión técnica del regulador en torno a los nuevos instrumentos para incentivar la flexibilidad y la entrada de tecnologías renovables sin comprometer las señales de inversión.

También se abordará cómo evolucionarán los servicios complementarios y las señales tarifarias frente a la creciente participación de sistemas distribuidos y baterías.

Por su parte, Natalia Gutiérrez, al frente de ACOLGEN, representará la visión de los generadores que sostienen la firmeza del sistema eléctrico. Desde el gremio, ha señalado la necesidad de mantener claridad y predictibilidad regulatoria para asegurar la inversión en capacidad firme, en un contexto de transformación tecnológica y creciente penetración renovable.

Otro eje central del panel será el financiamiento de la transición energética, donde el FENOGE cumple un papel estratégico. Su directora, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez, expondrá las líneas de trabajo del Fondo para expandir la eficiencia energética, el almacenamiento distribuido y la autogeneración comunitaria, con foco en cerrar las brechas sociales y territoriales de acceso a energía limpia.

El Departamento Nacional de Planeación (DNP), a través de Nicolás Rincón Munar, aportará una mirada de largo plazo: cómo se integran las metas de descarbonización con la infraestructura eléctrica, los instrumentos de inversión pública y los compromisos climáticos que el país asumió a 2030.

En esa intersección entre regulación, financiamiento y planificación, el ex ministro Amylkar Acosta invitará a reflexionar sobre la coherencia de las políticas energéticas, la articulación entre el Ministerio, la CREG y los actores privados, y la necesidad de que la transición sea también una oportunidad de desarrollo económico y social.

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Un espacio para definir el rumbo

FES Colombia se consolida como una plataforma clave para analizar el presente y proyectar el futuro del sector energético nacional. En esta edición, el debate se centrará en cómo armonizar regulación, política pública e inversión privada para garantizar un sistema competitivo, flexible y sostenible frente a la creciente demanda y la presión climática.

A lo largo de los dos días, los presentes podrán encontrarse y dialogar con altos ejecutivos, directores técnicos, inversionistas y representantes de asociaciones del sector eléctrico, de generación solar y eólica, almacenamiento, hidrógeno y movilidad sostenible.

Empresas líderes en innovación, digitalización, soluciones de red y desarrollo de proyectos —junto a fondos de inversión y plataformas tecnológicas— compartirán su visión sobre los desafíos y oportunidades que marcarán la próxima década de la transición energética en la región.

Entre ellas destacan referentes como Patria Investments, Ecoener, JA Solar, Sungrow, Trina Solar, Vatia, CTG Latam, Ecopetrol, Atera, EDF Power Solutions, Risen, ZN Shine Solar, Ventus y Terpel Sunex, cuyos directores y gerentes aportarán perspectivas sobre financiamiento, tecnología, almacenamiento y expansión regional de las energías renovables.

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El Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina nuevamente atrajo el interés de desarrolladoras y generadoras, a pesar de la merma en la capacidad de transporte disponible en el SADI. 

La ronda del tercer trimestre 2025 recibió diez proyectos que solicitaron prioridad de despacho por un mínimo de 941 MW hasta 1017,5 MW de potencia para abastecer a grandes usuarios del sistema; según la información compartida por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA). 

La tendencia tecnológica se mantiene respecto a anteriores llamados del MATER, ya que nuevamente predominan los parques fotovoltaicos, con 8 de los 10 presentados, que pidieron de 610 MW a 657,5 MW. 

Todos ellos compiten en mecanismo de asignación Referencial “A”, es decir que podrían tener hasta 8% de curtailment hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes. 

Los restantes proyectos se reparten entre la central eólica Vientos del Atlántico – Fase II (de la firma AES Argentina), que solicitó hasta 30 MW de prioridad en el mecanismo Ref. “A”, y una obra de infraestructura presentada por Central Puerto para modificar el sistema de DAG de Comahue. 

Esta última propuesta tiene la particularidad que Central Puerto busca producir una ampliación de 330 MW de capacidad adicional en el corredor Comahue – Provincia de Buenos Aires Centro – Sur. 

Y si bien aún está en análisis en el área de Sistemas de Potencia de CAMMESA, de ser aprobado el proyecto, le permitiría a Central Puerto ingresar parques en el futuro hasta esa potencia, los cuales hasta el momento no han nominado.

Además de dicha obra, también hay otros tres proyectos solares enmarcados bajo el MATER 360, ya que contemplan infraestructura adicional o están acompañados de demanda incremental, y que suman 390 MW de potencia. 

• Catamarca II (60 MW), de la desarrolladora Solar Energy: Es una central híbrida asociado al sistema de almacenamiento BESS con 60 MW / 240 MWh con un desempeño operativo – eléctrico equivalente al de una parque eólica en el mismo corredor y límites.
• Mendoza Sur (150 MW) de Genneia: Incluye la instalación segundo transformador ET Río Diamante 500 kV, la construcción segundo vínculo 500 kV entre ET Embalse y ET Almafuerte, y el incremento compensación shunt ET Almafuerte 132 kV
• Sierras Renovables I, II y III (180 MW) de la firma ARN Tech Partner S.A (está vinculada a EPEC de Córdoba): Se trata de un proyecto híbrido (generación + sistema BESS Montecristo). 

Próximos pasos de la convocatoria

El viernes 17 de octubre, CAMMESA informará aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 23/10.

Mientras que la asignación de la prioridad de despacho tendrá lugar el 27 del presente mes y la fecha máxima para el pago correspondiente será el 18 de noviembre.

¿Qué se debe tener en cuenta? Esta ronda, a comparación de anteriores llamados, cuenta con magra capacidad de transporte disponible, principalmente en aquellas zonas con mejor factor de carga para proyectos solares y eólicos. 

Según el Anexo III publicado en la web oficial de CAMMESA, la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscila entre 584 MW y 876 MW, por lo que no necesariamente todos los parques presentados se podrían adjudicar. 

• Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 109 MW pero +200 MW si son proyectos fotovoltaicos
• Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA): Sólo 92 MW si se tratan de proyectos eólicos 
• Misiones – Noreste Argentino (NEA) – Litoral: 475 MW

A continuación, todos los proyectos presentados

MATER T3-2025 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER T3-2025 (1)

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Luz del Sur avanza con una agenda renovable sólida en Perú que contempla nuevas inversiones en energía limpia, enfocadas en proyectos hidroeléctricos y parques eólicos, bajo un enfoque de crecimiento paulatino, eficiencia operativa y sostenibilidad económica.

Uno de los desarrollos clave será la Central Hidroeléctrica Santa Teresa II, ubicada en Cusco. Esta infraestructura representa la segunda etapa del complejo que aprovecha el caudal del río Vilcanota y cuya primera fase ya se encuentra operativa. 

La construcción está proyectada para iniciar en el primer semestre de 2027, mientras que su entrada en operación se espera para 2031 con una potencia de 280 MW.

“A futuro pensamos en construir proyectos pequeños pero inteligentes. Apuntamos a un crecimiento gradual”, manifestó Mario González del Carpio, CEO de Luz del Sur, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Perú.

En paralelo, la compañía viene consolidando un portafolio de activos renovables en operación. En 2023 adquirió los parques eólicos Tres Hermanas y Marcona (Ica), con una capacidad conjunta de 129,3 MW, y las plantas solares Majes y Repartición (Arequipa), que suman 40 MW. 

Estos proyectos ya han sido optimizados para mejorar su rendimiento, maximizando el aprovechamiento de los recursos naturales y asegurando retornos sostenibles.

Además, este año Luz del Sur firmó un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones del Parque Eólico San Juan de Marcona (Ica), con una potencia instalada de 135,7 MW y una inversión prevista de hasta US$253 millones, operación sujeta a condiciones contractuales, incluida la aprobación de Indecopi.

“También tenemos concesiones de generación hidroeléctrica listas para desarrollar, esperamos hacerlo pronto. Una es de 280 MW y otra de 300 MW, pero para cuando el mercado esté dispuesto a aceptar esa inversión”, afirmó el especialista. 

Pese a este avance, González del Carpio advirtió que las barreras estructurales del sistema eléctrico peruano limitan el desarrollo renovable, ya que consideró que los proyectos de generación distribuida no logran avanzar en el país porque no están las redes preparadas ni se han dado las normas que permitan al distribuidor estar preparado para recibir inyecciones de energía.

“Hay normas que se tienen que dar por seguridad, temas técnicos y a qué precio se va a fijar.  Es lo que yo creo que faltaría en Perú para que, de manera ordenada, llegue en 5 o 10 años a desarrollar todo el potencial que tiene”, planteó. 

El CEO también llamó a realizar ajustes normativos que otorguen seguridad jurídica y predictibilidad al sector, a fin de que los inversores puedan realizar las inversiones y fomentar cambios de manera gradual. 

Este desfase también se refleja en las condiciones económicas del mercado. “Los costos marginales los vemos en los próximos cinco años en alrededor de USD 30 por MWh, por lo que, salvo que crezca mucho la demanda, no se va a poder invertir mucho”, puntualizó. 

En ese sentido, la compañía apuesta por una evolución progresiva de su matriz de generación, sin desalinearse de los fundamentos del mercado. Sumado a que el ejecutivo remarcó que existe la exclusión de una parte significativa del consumo eléctrico del proceso de transición. 

“Queda fuera el 50% de la demanda, unos 8,5 millones de usuarios regulados, por ese desafío de falta de regulación”, subrayó.

Para superar estas limitaciones, Luz del Sur propone una transformación del rol de las empresas distribuidoras, alineada con el desarrollo de redes inteligentes: “Se debe cambiar la regulación de la empresa de distribución, con una visión de desarrollo óptimo de una red inteligente”. 

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Canadian Solar visualiza una oportunidad estratégica para expandirse en el segmento de almacenamiento de energía en Colombia, a partir del reciente proyecto de resolución publicado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que define las condiciones para la participación de sistemas BESS (SAEB, según la nomenclatura local).

“Ya con este proyecto de resolución esperamos que realmente se abra la puerta para desarrollar este mercado en Colombia”, manifestó Carlos Arturo Burgos, Senior Sales Manager de Canadian Solar para Sudamérica, quien confirmó que la empresa prepara una fuerte incursión en el país con soluciones integrales que incluyen paneles, inversores y baterías.

Desde su perspectiva, la nueva normativa elimina uno de los principales frenos que enfrentaba el sector: “Si bien hay mucho interés y todos los clientes siempre preguntan por soluciones de almacenamiento, el marco regulatorio no permitía avanzar. Ahora cambia el panorama completamente”, aseguró el ejecutivo en diálogo con Energía Estratégica.

La nueva regulación propuesta por la CREG establece los requisitos técnicos, operativos y comerciales para la integración de sistemas de almacenamiento en el sistema interconectado nacional. En este contexto, Canadian Solar anticipa un crecimiento tanto en este segmento como en soluciones híbridas solares+almacenamiento, impulsadas por una demanda que ya existe y por el interés de desarrolladores en maximizar la energía generada, reducir curtailment y dar estabilidad a la red entre otros beneficios técnicos.

“Ahí hay una gran oportunidad. Ya estando regulado, para los clientes finales se facilita pensar en este tipo de soluciones”, expresó Burgos, quien también resalta el potencial que representa Colombia dentro de la estrategia de expansión regional de la compañía.

En cuanto a su posicionamiento en el país, Canadian Solar reporta avances significativos. En 2023 alcanzaron un 7 % de participación de mercado, y aunque el 2024 fue más moderado, ya ingresaron en el mercado de minigranjas solares, donde vendieron aproximadamente 13 MWp, además de otros 10 MW en inversores actualmente en construcción.

“También estamos impulsando fuertemente la estrategia de tener distribuidores. Hoy tenemos dos y han empezado a vender muy bien la marca”, detalló Burgos, quien destacó una rápida fidelización de clientes. “Una vez conocen Canadian, quieren quedarse”, subrayó.

El ejecutivo señaló que en Colombia están enfocando sus esfuerzos en las minigranjas solares, debido a la facilidad de instalación, menor complejidad regulatoria y tiempos más cortos para obtener puntos de conexión. En este tipo de proyectos, su portafolio ofrece productos altamente competitivos. “Tenemos inversores de 333 kW que cazan perfecto con la capacidad regulatoria de 999 kW, lo que nos ha dado muy buenos resultados”, puntualizó.

En paralelo, Canadian Solar apuesta a la innovación tecnológica como un factor diferenciador. A nivel de paneles, lanzarán a fin de año los modelos HJT, una vez superadas todas las validaciones internas. También incorporaron recientemente paneles bifaciales de 625 a 650 W en formato pequeño, orientados a instalaciones sobre techos o sitios con restricciones de área.

Otro desarrollo clave es la solución patentada para reparar la caja de diodos de los paneles, sin perder garantía y directamente en sitio. “Esto le ahorra al cliente final el 75 % del costo de un panel nuevo”, destacó Burgos.

En el segmento de inversores, la empresa ya lanzó una nueva línea híbrida de hasta 15 kW, y en cuanto a almacenamiento, presentó el nuevo Kubank de 277 kWh, que incrementa en 30 kWh la capacidad respecto a su versión anterior, manteniendo el mismo formato de gabinete. Para proyectos de gran escala, a finales de este año lanzarán el Solban 3.0 Flex, un sistema modular que permite escalar desde 1.6 hasta 8.6 MWh de almacenamiento por sistema. “Esta modularidad va a ser muy bien recibida en el mercado, porque facilita transporte, instalación y modelos financieros”, sostuvo.

La participación de la compañía en la quinta edición del Future Energy Summit (FES Colombia) —que se celebrará el 21 y 22 de octubre en Bogotá— será clave para mostrar estas soluciones ante un público estratégico. El evento reunirá a más de 500 ejecutivos, inversores y autoridades, en un contexto de fuerte expansión renovable.

“Para nosotros el FES es una excelente vitrina. Quien no está ahí, de alguna manera se está volviendo invisible hacia el mercado”, afirmó Burgos, quien destacó el nivel de networking que ofrece el encuentro. 

La coyuntura también refuerza la importancia del evento. Según datos oficiales, Colombia alcanzó en junio de 2025 los 2030 MW solares instalados, un 59 % más que el año anterior, aunque solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que limita su aprovechamiento real. Para este año, el Ministerio de Minas y Energía prevé sumar otros 697 MW en 22 nuevos proyectos, con inversiones superiores a los USD 500 millones.

Frente a este escenario, Canadian Solar confía en que el desarrollo de soluciones híbridas, apalancado por la nueva regulación, marcará un nuevo ciclo de crecimiento en el país. “Sabemos que llega un punto en que el almacenamiento se vuelve absolutamente obligatorio para tener estabilidad en la red y aprovechar toda la generación solar”, concluyó Burgos.

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El suministro eléctrico de Brasil aumentó en 1400,21 MW en septiembre. Según la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), las 27 plantas que entraron en operación comercial ese mes son renovables: 17 plantas solares (934,72 MW), ocho parques eólicos (391,50 MW), una central hidroeléctrica (50,00 MW) y una pequeña central hidroeléctrica (24,00 MW). 

A lo largo del año, hasta el 30 de septiembre, la expansión de la matriz eléctrica fue de 5.921,34 MW. Entre las 97 plantas que entraron en operación en el período, se encuentran 12 termoeléctricas (2.468,05 MW), 35 plantas solares fotovoltaicas (1.718,35 MW), 37 parques eólicos (1.506,40 MW), nueve pequeñas centrales hidroeléctricas (171,85 MW), una hidroeléctrica (50,00 MW) y tres hidroeléctricas (6,70 MW). 

De enero a septiembre, entraron en operación comercial plantas en 17 estados. Los más destacados, en orden descendente, fueron Río de Janeiro (1672,60 MW), Bahía (980,20 MW) y Rio Grande do Norte (657,25 MW). En septiembre, Ceará fue el estado con mayor expansión, con 515,95 MW. Rio Grande do Norte se ubicó en segundo lugar, con 373,77 MW. 

La capacidad total de las plantas centralizadas es de 214,7 GW

El 1 de octubre, Brasil contaba con 214.723,8 MW de potencia inspeccionada, según datos del  Sistema de Información de Generación (SIGA ) de la ANEEL, que se actualiza diariamente con información sobre plantas en operación y proyectos con licencia en construcción. De este total, el 84,37 % de la potencia instalada proviene de fuentes renovables, según el SIGA. 

Dónde encontrar más datos sobre la generación de electricidad

Se puede encontrar un análisis más detallado del crecimiento del suministro eléctrico centralizado en el  panel de RALIE , que recopila información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a los datos de inspección de las nuevas plantas en construcción y facilita el seguimiento de la expansión de la oferta de generación por año, región, tipo de fuente de energía y otros filtros. El objetivo es mejorar la interactividad y proporcionar más información sobre los proyectos de generación. 

La información del panel se actualiza mensualmente con base en  las inspecciones in situ  de las obras de construcción de las centrales generadoras y en los datos proporcionados en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (RAPEEL), que incluye información de las empresas inspeccionadas para su análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento

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Con una serie de anuncios realizados esta semana, el Gobierno de Honduras formalizó el mayor paquete de reformas estructurales en la historia reciente del sector eléctrico. El ministro de Energía, Erick Tejada Carbajal, confirmó que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) está siendo completamente transformada bajo la actual administración.

Entre los hitos más relevantes, se destacó el inicio de la modernización y repotenciación del Complejo Hidroeléctrico Cañaveral-Río Lindo, con una inversión pública de 1.600 millones de lempiras. La obra fue lanzada en conjunto con el Embajador de Japón, como parte de una estrategia de recuperación de activos renovables estratégicos.

“Dimos orden de inicio a los trabajos de modernización y repotenciación del complejo hidroeléctrico de la ENEE Cañaveral-Río Lindo”, sostuvo el funcionario.

También se concretó la inauguración de la primera megaplanta solar estatal, un proyecto de 50 MW con 50 MWh de almacenamiento, operado por la ENEE. Esta infraestructura representa un punto de inflexión para la generación pública con energías limpias y almacenamiento integrado. “Inauguramos la primera megaplanta solar de la ENEE”, señaló Tejada Carbajal.

Además, el gobierno presentó en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW, la más ambiciosa jamás planteada en el país. Fue dirigida a inversionistas de la Unión Europea y de México, en una apuesta por ampliar la capacidad instalada con fuentes renovables bajo estándares internacionales. “Expusimos en la Ciudad de México la licitación de 1.500 MW; la más grande y moderna planteada jamás en Honduras”, afirmó el secretario.

Este proceso se vio respaldado por una línea de crédito de 300 millones de dólares, como soporte financiero directo para el desarrollo de la licitación, gestionada en el marco del reciente acuerdo técnico alcanzado con el Fondo Monetario Internacional (FMI).

En este acuerdo se incluyeron compromisos como la publicación por primera vez de estados financieros auditados de la ENEE, el cumplimiento de metas de pago a generadores, la reducción de la deuda flotante, y la adopción de estándares internacionales de contabilidad. “Extraordinarios avances sin duda en la ENEE”, expresó Tejada Carbajal.

A esto se sumó la expansión de la infraestructura operativa, con la inauguración de dos nuevas subestaciones y una nueva línea de transmisión en San Pedro Sula, mejorando la cobertura y estabilidad del sistema eléctrico nacional.

El funcionario también defendió los logros de su gestión frente a las críticas. Apuntó contra organizaciones como la ASJ y la AHER, a quienes acusó de representar intereses concentrados. “Organizaciones en poder de las 10/25 (10 familias y 25 grupos económicos) salieron con la misma cantaleta de siempre y con datos falsos sobre el desempeño de la ENEE”, denunció.

Tejada Carbajal subrayó que su administración logró contener la deuda, que se había multiplicado por diez durante el período anterior. “Después de 16 años, finalmente esta administración reducirá cerca de 4 puntos, con retorno de 2.200 millones de lempiras después de expulsar a la pesadilla EEH”, enfatizó.

Y añadió: “Destruyeron la ENEE y la dejaron endeudada con las pérdidas en el cielo; hemos hecho milagros para sacar a la empresa pública del fango”. También afirmó que, durante su gestión, “nadie le ha pagado más y mejor a los generadores que nosotros”.

Sobre los cuestionamientos recibidos, cerró con contundencia: “Cuando sus ataques tengan rigor científico, debatiremos, de lo contrario, como escribió Benedetti: no merecen ni la condena”.

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Faltan pocos días para la realización de la quinta edición de Future Energy Summit Colombia, el encuentro más importante del sector energético en Hispanoamérica, que tendrá lugar el 21 y 22 de octubre en el Hotel Hilton de Bogotá y reunirá a los principales players del ecosistema energético para analizar, proyectar e impulsar la transición energética de Colombia y la región Andina.

Colombia atraviesa una fase de transformación acelerada. En junio de 2025, alcanzó los 2030 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada, lo que representa un crecimiento del 59 % respecto al año anterior. 

Sin embargo, solo 1299 MW cuentan con reconocimiento en la Capacidad Efectiva Neta (CEN), lo que refleja los desafíos técnicos que persisten en el sistema. 

A su vez, el Ministerio de Minas y Energía proyecta la entrada en operación de 697 MW adicionales este año, con 22 nuevos proyectos y una inversión superior a 500 millones de dólares. En este contexto, FES Colombia 2025 se presenta como una plataforma estratégica para destrabar cuellos de botella y consolidar avances.

Durante dos jornadas, el evento abordará los principales temas que definen el futuro energético del país: energía solar, almacenamiento, regulación, inversión, eólica y cooperación regional.

La discusión sobre desarrollo solar se iniciará con el panel “Siguientes pasos en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes”, con Héctor Nuñez (Sungrow) e Ignacio Mesalles (JA Solar). 

Le seguirá el panel “Visión de CEOs sobre el futuro energético de Colombia”, con Francesco Bertoli (Enel Colombia) y María Fernanda Suárez (Banco Popular), donde se debatirá sobre sostenibilidad, competitividad y riesgos estructurales del sistema.

El avance de las soluciones tecnológicas será el eje del panel “Energía solar: soluciones tecnológicas y apuestas de negocio”, con Lina Beltrán (Atlas Renewable Energy), Luciano Silva (Trina Storage), un representante de Canadian Solar y Nelson Benavides (Nexans). Además, Luis Castillo (Solax Power) presentará una keynote sobre integración de sistemas fotovoltaicos y almacenamiento.

La visión de los actores financieros y tecnológicos será central en el panel “Energía renovable en la apuesta por la seguridad energética”, con Juan Esteban Hernández (EDF Power Solutions), Freddy Mendoza Berdella (Risen), Eva Ma (ZNShine Solar) y Gracia Candau (Atlántica Sustainable Infrastructure).

El almacenamiento tendrá una mesa propia: “¿Estamos listos para el siguiente paso?”, con la participación de Manuel Bervejillo (Ventus), Marco Ricci (Solis), Santiago Parra (Erco Energía), Ricardo Garro (CATL) y Mauricio Ocampo (Terpel Sunex).

La mirada regional se ampliará en la conversación “Energía Eólica Onshore & Offshore”, con un representante de Nordex Group y Diana Barbosa (Lilan Energy). También se sumará la keynote de DIPREM, a cargo de Ximena Castro Leal.

El cierre del día uno estará marcado por el panel sobre generación distribuida y almacenamiento, con Jesús Rojas (Greenyellow), Hernando Restrepo (Sungrow) y Andrés Iriarte (Trina Solar), y por el análisis de prioridades regulatorias, con Natalia Gutiérrez (ACOLGEN), Antonio Jiménez Rivera (CREG), Amylkar Acosta, Ángela Patricia Álvarez Gutiérrez (FENOGE) y Nicolás Rincón Munar (DNP).

Cooperación regional y estrategias de inversión

El segundo día abrirá con la conversación “Planes gubernamentales y metas de descarbonización”, a cargo de Juan Fernando Castro Martínez, Viceministro de Energía de Guatemala. Seguirá la keynote de Antai Solar, presentada por Raúl Canseco.

En el panel sobre transición energética en la región Andina, participarán Camilo Bejarano (JA Solar), un representante de Alurack, Sixto Fernández (Vatia) y Cristian Díaz (CTG Latam). Las estrategias de financiación serán abordadas por Enrique Cadena (FDN), Susana Gutiérrez (KAI Energy Capital), Yuichiro Benito Inoue (IFC) y Miguel Hernández (ACOSOL).

El cierre será con la conversación “Sinergias entre países vecinos”, liderada por Juan Pablo Crane (Greenwood Energy), que pondrá en foco la necesidad de marcos regionales coordinados y desarrollo de infraestructura compartida.

Empresas protagonistas y networking de alto nivel

FES Colombia 2025 contará con la participación de las principales compañías del sector, entre ellas Sungrow, JA Solar, Trina Solar, Solis, DIPREM, Nexans, Risen, Canadian Solar, ZNShine Solar, GCL, Great Power, Nordex, Alurack, Chint, Ventus, Solax Power, BLC Power Generation, CATL, Enermant, Afry, Antai Solar, Erco Energía y KAI Energy Capital.

Además de su agenda de contenidos, el evento se distingue por sus espacios de networking, donde cientos de representantes de empresas exploran oportunidades de negocio, cierran acuerdos y desarrollan alianzas que impulsan la transición energética en la región.

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Durante su participación en FES Perú, Luis González Castillo, General Manager para Latinoamérica en Solax Power, presentó el nuevo portafolio de soluciones tecnológicas que la empresa está desplegando en la región, con el objetivo de acelerar la transición energética a través del almacenamiento a gran escala. “La transición tecnológica es la base de la transición energética”, enfatizó el ejecutivo, quien lidera las operaciones desde la oficina regional en Colombia.

Solax Power, de origen chino, comenzó su expansión en América Latina hace cinco años, con operaciones en Brasil, México y, más recientemente, Colombia. “Empezamos por Brasil hace 4 o 5 años, luego en México y nuestra última oficina es la de Colombia”, recordó Castillo.

Actualmente, el fabricante es reconocido por su presencia en el mercado europeo y su estrategia se orienta al desarrollo de soluciones tanto para pequeños como para grandes proyectos. “Hacemos equipos desde los más pequeñitos, un microinversor, hasta los sistemas de almacenamiento a gran escala”, explicó.

Uno de los anuncios principales del keynote fue la incorporación del inversor Grand, con potencias de 300, 330, 333 y 350 kW, diseñado especialmente para atender las exigencias normativas en mercados como el colombiano. “El equipo de 333 es el que se ajusta y potencializa la granja de 1 MW”, detalló, aludiendo a los límites regulatorios que exigen no superar los 999 kW. Estas unidades permiten inyectar energía al sistema interconectado nacional o al circuito interno de una industria para autoconsumo.

Para escalar aún más los proyectos, la compañía también incorpora cabinas de transformación que permiten alcanzar potencias desde 3 hasta 8.9 MW. “Es el estándar que la industria nos está poniendo el día de hoy”, señaló. Esta tecnología es aplicable a desarrollos de hasta 20 MW o más, según los requerimientos de cada mercado.

El ejecutivo fue enfático en subrayar que la transición energética no puede avanzar sin respaldo técnico. “Avanzar en regulación tiene que estar acompasado con una disponibilidad tecnológica”, remarcó, y destacó que esta disponibilidad debe darse en módulos, inversores y almacenamiento. Según su visión, sin tecnología concreta no hay forma de que los decretos, incentivos o marcos normativos tengan impacto real.

En este contexto, Castillo presentó una de las innovaciones más esperadas: el sistema tipo tren, diseñado para cubrir potencias intermedias entre 250 y 500 kW, con una capacidad de almacenamiento de hasta 1 MWh. “Estamos viendo que los sistemas de almacenamiento necesitan también una granularidad”, expresó. Estas soluciones ya están en operación en mercados como República Dominicana, donde el marco regulatorio está más desarrollado.

Para proyectos mayores, la compañía ofrece configuraciones de 2.5 a 5 MWh de almacenamiento. “¿Qué tan grande puede ser el proyecto? Dependiendo la necesidad de cada desarrollador o de cada compañía”, planteó Castillo, al explicar que la tecnología que ofrece Solax Power está diseñada para adaptarse a las necesidades reales del mercado.

En su cierre, el ejecutivo dejó un mensaje claro: “Estamos llamados a innovar, estamos llamados a ser más eficientes”.

Y concluyó: “Tienen un equipo lo suficientemente sólido para estar desde el génesis del proyecto, desde el momento cero hasta el comisionamiento”. Con una visión pragmática, pero ambiciosa, el fabricante busca posicionarse como un aliado estratégico en el crecimiento de la infraestructura energética renovable en América Latina.

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La República Dominicana y Puerto Rico están reactivando un proyecto de interconexión eléctrica que podría convertirse en una infraestructura clave para la transformación energética del Caribe. La idea, que lleva más de tres décadas en discusión, ha cobrado impulso por el desarrollo tecnológico, la madurez de ambos mercados y la necesidad compartida de mejorar la resiliencia de las redes eléctricas.

En exclusiva con Energía Estratégica, el superintendente de Electricidad de República Dominicana, Andrés Astacio, reveló que el proyecto contempla una capacidad estimada de 700 MW. Esta cifra representa entre el 8 y el 10% de la demanda combinada de ambos sistemas eléctricos. El cable submarino, cuyo trazado aún está en evaluación ambiental, tendría una extensión de aproximadamente 112 kilómetros.

“Ya las economías de República Dominicana y Puerto Rico son economías de tamaños similares”, manifiesta Astacio, al destacar que hoy existen las condiciones técnicas y económicas necesarias para avanzar.

El funcionario considera que esta infraestructura podría ser el primer paso hacia una red de interconexiones más amplia entre islas del Caribe. En esa línea, remarcó que “Latinoamérica es la región con mayor cantidad de fuentes renovables en todo el planeta, pero el Caribe, de toda esta región, es aquel pedacito que no tiene”.

Este tipo de interconexión requiere también marcos regulatorios sólidos y mecanismos jurídicos claros entre Estados soberanos. Durante su intervención en el III Foro de Reguladores, Astacio sostuvo que “todo comienza y todo termina con la regulación”, destacando que no se trata únicamente de infraestructura o financiamiento, sino de normas que garanticen el equilibrio entre integración y soberanía.

“Ningún Estado va a estar dispuesto a ceder su capacidad de gestionar su soberanía energética”, afirmó.

En exclusiva, el superintendente confirmó a Energía Estratégica que la iniciativa aún no figura en el Plan Energético Nacional de República Dominicana a 2036. Sin embargo, anticipó que, de concretarse avances significativos, “es bastante probable que en 2031 ya se tenga que hacer un ajuste cuando este proyecto avance”.

Además, vaticinó que el avance de tecnologías de almacenamiento a gran escala será determinante para hacer viable esta integración regional, en particular frente a la variabilidad de la oferta renovable.

Semana de la Energía y visión regional

Durante la X Semana de la Energía celebrada en Santiago de Chile, Astacio subrayó el valor del encuentro como espacio de reflexión y cooperación regional: «El evento es un buen momento para que todos los países de la región nos sentemos, reflexionemos, compartamos experiencias”.

“Toda la industria energética no son infraestructuras, no son regulaciones. Es cómo nosotros ponemos todo esto en favor de la mejoría de la calidad de vida”, añadió.

Respecto al pacto de descarbonización que firmarán los países de Centroamérica y el Caribe, Astacio considera que más allá de los anuncios, lo importante es el consenso técnico y político que ya se está consolidando.

“Todos estamos muy alineados en lo que entendemos que es lo mejor para nuestro pueblo. Estamos poniendo aparte cualquier diferencia ideológica y le estamos dando prioridad al futuro que estamos construyendo”, expresó.

En cuanto al presente energético dominicano, Astacio explicó que la licitación en curso apunta a acelerar la transición definida por el gobierno. “Responde a la política energética marcada por el gobierno central, que es transicionar aprovechando los recursos disponibles”, detalla. Una de las prioridades es impulsar el almacenamiento eléctrico para equilibrar la alta generación solar diurna con la demanda nocturna.

“Estamos tratando de darle impulso a la penetración de almacenamiento de electricidad de forma tal que podamos darle más resiliencia a nuestras redes eléctricas. Y desde la administración pública garantizamos la transparencia y la pluralidad de ofertas en todos nuestros procesos”, subrayó.

La interconexión con Puerto Rico, con una capacidad estimada de 700 MW, asoma como un componente estratégico para el futuro energético dominicano y regional. Con impacto en seguridad, estabilidad, eficiencia y sostenibilidad, el proyecto podría sentar las bases de una red eléctrica integrada para el Caribe. “Este proyecto va a ser disruptivo para nuestros países y probablemente para toda nuestra región”, concluye Astacio.

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Sungrow, proveedor líder mundial en soluciones fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento de energía (BESS), refuerza su posicionamiento global a través de su participación destacada en el PVBook, el catálogo internacional estratégico y gratuito desarrollado por Energía Estratégica. 

Con más de 515 GW de inversores fotovoltaicos instalados a nivel mundial y 75 GWh de capacidad anual en sistemas de almacenamiento, la firma sigue avanzando con soluciones que combinan innovación, eficiencia y confiabilidad técnica en condiciones operativas exigentes.

Uno de los productos centrales en su propuesta es el inversor SG350HX, una solución string multi MPPT para sistemas de 1500 Vdc, que ofrece hasta 16 MPPTs con una eficiencia máxima del 99%. 

Diseñado para adaptarse a módulos de más de 500 Wp gracias a su capacidad de 20 A por string, este inversor incorpora intercambio de datos con trackers, comunicación PLC, escaneo de curva IV y operación con redes eléctricas débiles bajo el estándar SCR21.15. 

Además, posee monitoreo AC/DC en tiempo real y un interruptor DC que actúa automáticamente en caso de falla, garantizando una operación segura y estable.

Junto al inversor, Sungrow pone en valor sus sistemas BESS ST5015UX-2H y ST5015UX-4H, parte de la nueva generación PowerTitan 2.0. Estas soluciones están refrigeradas por líquido y cuentan con un sistema inteligente de gestión térmica que optimiza el consumo auxiliar y la vida útil de la batería. 

El diseño, completamente pre-ensamblado y con un enfoque modular, facilita la instalación y puesta en marcha, al mismo tiempo que reduce el espacio físico requerido y permite operaciones seguras gracias a su arquitectura interna que separa el armario de baterías del de potencia.

Complementando su oferta tecnológica, Sungrow lanzó su producto más reciente: el sistema PowerTitan 2.0, una solución que redefine la eficiencia operativa en almacenamiento. Esta integración de inversores y baterías en un contenedor de 20 pies con capacidad de 5 MWh permite una implementación más rápida, segura y compacta, reduciendo hasta en un 33% el espacio requerido para instalaciones de 100 MWh. 

Con una eficiencia superior al 90% en el punto medio de la estación de media tensión, este sistema representa una evolución clave para proyectos que demandan escalabilidad y rendimiento sostenido.

Presencia estratégica en América Latina

La compañía extiende esta propuesta a diversos mercados de la región, de tal manera que en Perú, participa en la Central Solar Fotovoltaica San Joaquín, de 104,3 MWac, utilizando inversores SG1100UD, y en la primera planta solar flotante del país, desarrollada en Ica junto a Migiva Group. 

Mientras que en Colombia, alcanza los 1500 MW acumulados, con 500 MW en desarrollo activo, sustentados por tecnologías híbridas y contratos de mantenimiento a largo plazo (LTSA). 

En tanto que en República Dominicana, ya suma 600 MW en soluciones con almacenamiento y proyecta 300 MW adicionales, y en Honduras lidera el desarrollo de un sistema de 440 MWh en baterías, considerado un hito estratégico para la región.

Estas experiencias refuerzan el posicionamiento de Sungrow como socio tecnológico integral, capaz de responder a las demandas de proyectos solares y BESS de gran escala, adaptándose a los requerimientos técnicos y normativos de cada país, y aportando soluciones modulares y eficientes que simplifican la ingeniería y aceleran el tiempo de puesta en marcha.

Caso de éxito en Chile: el BESS del Desierto

El 24 de abril de 2025 se inauguró el proyecto BESS del Desierto, desarrollado por Atlas Renewable Energy, que se posiciona como el sistema de almacenamiento independiente más grande de Latinoamérica. 

Con una capacidad instalada de 200 MW y 800 MWh, esta instalación ubicada en María Elena, en pleno desierto de Calama, permitirá entregar más de 280 GWh anuales de energía limpia al sistema eléctrico nacional de Chile.

El proyecto está compuesto por más de 300 unidades del sistema PowerTitan 1.0 de Sungrow, una solución de alta densidad energética, refrigeración líquida y diseño modular que garantiza eficiencia en uno de los entornos más extremos del planeta: el desierto de Atacama.

Además de su contribución a la red eléctrica, este proyecto provee energía a 27 terminales de carga para autobuses eléctricos, mediante un contrato de 15 años con EMOAC (filial de Copec), beneficiando a más de 2.500 vehículos eléctricos y consolidando la infraestructura de movilidad limpia en el país.

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