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En un contexto donde Chile mantiene firme su compromiso con la descarbonización, desde la Asociación de Generación Renovable (AGR) advirtieron que los proyectos utility scale enfrentan barreras regulatorias estructurales que impiden su desarrollo masivo. 

Jaime Toledo, presidente de AGR, aseguró que se requiere una reforma urgente al mercado eléctrico para corregir distorsiones y que permita competir de igual a igual a las ERNC de gran escala con las centrales fósiles y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).

“Las empresas que utilizan combustibles fósiles cobran todos sus costos variables de operación y los PMGD acceden a un precio estabilizado garantizado de casi USD 70 MWh, pero a los proyectos renovables utility scale, se les paga cero por la energía limpia que producen durante más de 3.000 horas al año, sumado a que deben pagar parte del precio estabilizado de los PMGD y por las operaciones fuera del orden económico de las centrales fósiles”, apuntó en diálogo exclusivo con Energía Estratégica. 

Desde la AGR alertaron que no se podrá desarrollar el pipeline de proyectos de más de 12.500 MW de capacidad de energía verde por parte de las empresas asociadas a AGR, en caso que no se eliminen las actuales asimetrías a la competencia en el mercado eléctrico.

“Resulta difícil mantener la sostenibilidad del negocio si no hay un cambio estructural en la forma que se tarifican las energías limpias”, insistió Toledo. 

El gremio integrado por ACCIONA, Mainstream Renewable Power, Ibereólica y RWE también lanzó una advertencia directa sobre los contratos de suministro eléctrico firmados con distribuidoras, los cuales son los más económicos que abastecen a los clientes regulados del sistema. 

“Es urgente preservar su sostenibilidad financiera. De lo contrario, podrían salir del mercado y ser reemplazados por contratos más caros abastecidos por energías fósiles”, anticipó el presidente de la asociación. 

Otro foco de conflicto es el crecimiento acelerado de los PMGD, que acceden a un precio estabilizado garantizado cercano a los USD 70/MWh y que reducen la demanda equivalente del sistema eléctrico, dificultando la operación y afectando a las ERNC de mayor escala. 

Toledo señaló que este fenómeno, lejos de estar regulado, “proliferó sin control y produjo un exceso de generación en la red, que profundizó la falta de transmisión”. Tal es así que la AGR ha sido clara en su llamado a resolver este panorama de forma urgente y que resulta indispensable establecer un compromiso explícito.  

¿Qué esperar en términos de precios y vertimientos?

Es sabido que la falta de infraestructura de transmisión y la inacción en modernización de la red son algunos de los principales responsables de los curtailments de ERNC masivos, que aumentan paulatinamente y siguen rompiendo récords negativos para el sector. 

Para enfrentar estos desafíos, la Asociación de Generación Renovable de Chile planteó avanzar en tres líneas clave: la modernización de los criterios de operación de la red, implementación de sistemas automáticos de control de transferencias de energía en el sistema de transmisión y la instalación de baterías. 

La revisión al Decreto Supremo N°125 que se está realizando actualmente ya incluye lineamientos para proyectos BESS, pero Toledo insistió que para implementar automatismos o modernizar los criterios de operación de la red “se necesitan ajustes normativos más profundos” y pidió que estas temáticas sean abordadas por las autoridades con urgencia.

“Esperamos que la autoridad aborde dichas temáticas, porque de lo contrario seguiremos botando energía renovable equivalente al suministro eléctrico de 1.800.000 hogares, mientras que anualmente compramos en el extranjero entre USD 15.000 a – 20.000 millones en combustibles fósiles, lo que es un despropósito total”, subrayó el presidente de AGR

El directivo también compartió su preocupación para los próximos años: en caso de que no se adapte la regulación para que las ERNC a gran escala compitan de igual a igual con las fuentes fósiles y los PMGD, el riesgo podría ser internalizado por los agentes del sector y, como consecuencia, “los precios de la energía tenderán a subir o mantenerse”. 

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Sungrow acelera su expansión en el mercado de almacenamiento de energía a gran escala con cifras contundentes. A nivel global, la firma china ya tiene 37 GWh contratados con esta tecnología, siendo 25 GWh fuera de China, y contabiliza 15 GWh entregados, de los cuales 9 GWh corresponden a mercados internacionales.

“Actualmente Sungrow tiene una capacidad de producción anual de 75 GWh, y estamos ampliando nuestra planta con 35 GWh más que estarán listos a fin de año”, informó Mariana Seabra, coordinadora técnica de ESS para LATAM de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean. 

“En América Latina tenemos más de 7 GWh contratados para proyectos BESS, de los cuales 6,9 GWh son en Chile, sumado a que tenemos el primer sistema en acoplamiento DC en Colombia (7 MWh), otros 40 MWh en República Dominicana y esperamos tener mucho más prontamente”, agregó. 

La firma, que supera los 16.000 empleados a nivel mundial, destina un 40% de su fuerza laboral al área de I+D, y se posiciona entre las 50 empresas más innovadoras de China.

La solución PowerTitan 2.0 se presenta como una propuesta de alta eficiencia para sistemas de almacenamiento de energía, ya que cuenta cuatro niveles de protección entre el módulo y el PCS, e incorpora refrigeración líquida optimizada, con un diseño de flujo mejorado mediante válvulas inteligentes.

Los conversores de potencia PCS de PowerTitan 2.0 están diseñados para configurarse uno por RACK o cada dos RACKs. En palabras de Seabra, “como son PCS string, el usuario puede tener ese spare de sitio y corregir el factor y volver a los valores anteriores”, lo que otorga una ventaja operativa en el mantenimiento y la continuidad del servicio. 

“A ello se debe añadir que la solución también es compatible con aplicaciones como grid-forming y servicios auxiliares, con referencias operativas ya activas a nivel mundial”, complementó Seabra. 

El crecimiento del sector también se traduce en una evolución tecnológica acelerada. Según Seabra, hace dos años todo el mercado trabajaba con celdas de 280 amperios o menos; pero hoy Sungrow hace lo propio con celdas de 314 amperios y proyecta llegar a 600 amperios o más en los próximos años. 

Además, mencionó que el uso de conversores de potencia no es nuevo, sino que ya está ampliamente adoptado en sistemas críticos como HVDC y líneas de transmisión en corriente continua a larga distancia.

Para acompañar esa expansión en Latinoamérica, la compañía ha establecido seis oficinas de servicio técnico en la región y un centro de monitoreo 24×7 con base en Santiago de Chile.

Y entre los proyectos emblemáticos donde Sungrow ha desplegado su tecnología, se destaca tres sistemas BESS desarrollados junto a ENGIE en la región de Antofagasta, Chile:

• BESS Coya, que posee una capacidad de 139 MW y 638 MWh, que almacena la energía generada por la Planta Solar Coya de 181 MWac e inyecta energía a la red hasta 5 horas diarias
• BESS Tamaya, de 68 MW/418 MWh de potencia y capacidad de almacenamiento de más de 5 horas. Sus 152 contenedores de baterías se cargan con la energía generada por la Planta Solar Tamaya (114 MWac). 
• BESS Capricornio: de 48 MW/264 MWh de capacidad junto a la planta solar Capricornio de 88 MWac. 

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Pampa Energía prepara dos nuevos proyectos de generación renovable que suman casi la mitad de su capacidad ERNC operativa en Argentina, y que podría lanzarlos cuando observe una clara oportunidad de mercado.

“Tenemos dos proyectos por más de 200 MW de potencia, que podríamos avanzar en cualquier momento, aunque dependerá fundamentalmente de las cuestiones económicas y del mercado argentino”, reveló Rubén Turienzo, director comercial de Pampa Energía, durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina.

“El primero es uno eólico de 150 MW, que sería el hermano mellizo del recientemente inaugurado Pampa Energía VI (PEPE VI), ya que se aprovecharán las instalaciones de 500 kV que desarrollamos. Mientras que el segundo es un proyecto solar más chico”, añadió. 

El parque eólico mencionado se configura como una réplica del Parque Eólico Pampa Energía VI, inaugurado recientemente con una potencia instalada de 140 MW, compuesto por 31 aerogeneradores y conectado a una línea de 500 kV, la primera de este tipo para un proyecto eólico en Argentina, ya que la puesta en marcha implicó la construcción de una estación transformadora y una línea de extra alta tensión de 8 km.

Con esta adición, Pampa Energía opera actualmente más de 400 MW en energía eólica, distribuidos entre cuatro parques ubicados en el sudeste de la provincia de Buenos Aires: PEPE II y PEPE III, ambos de 53 MW; PEPE IV de 81 MW; y Pampa Energía VI de 140 MW. 

A ellos se suma el Parque Eólico Arauco II, de 100 MW, ubicado en la provincia de La Rioja, adquirido a PEA por un precio de 171 millones de dólares y como forma parte del ambicioso plan de Pampa, de focalizar sus inversiones en el desarrollo de los negocios centrales de la compañía.

Consultado sobre el potencial de crecimiento, Turienzo consideró que “proyectos en desarrollo en Argentina pueden ser casi infinitos para cada uno, debido a los recursos del país, aunque las condiciones puntuales regulatorias, económicas, y de la red nos van diciendo cuántos podemos colocar”.

En ese sentido, alertó sobre las limitaciones actuales de capacidad de transporte disponible, que dificultan el desarrollo de nuevos emprendimientos a gran escala a lo largo de todo el país. 

“Para grandes proyectos, la cuestión es un poco complicada porque no hay capacidad de transporte disponible y el foco seguramente pasará por energía distribuida, donde las grandes compañías no son las mejor posicionadas para ello”, evaluó.

Durante su intervención en FES Argentina, Turienzo también se refirió al impacto del nuevo Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien reconoció algunos beneficios, consideró que su alcance en materia renovable es acotado, al no ser una herramienta pensada para los proyectos renovables de Argentina.

“Para 200 millones de dólares se habla de un proyecto eólico de más de 150 MW o uno solar de más de 250 MW, que resultan difícil en esta coyuntura”, advirtió al analizar la viabilidad de utilizar este régimen en proyectos renovables, la cual está limitada por las condiciones actuales del mercado a término (MATER) y la demanda.  

No obstante, destacó que “el RIGI puede ser una ayuda importante para la expansión de transmisión”, por lo que podría ayudar el mecanismo que prepara la Secretaría de Energía de la Nación para que el sector privado participe en la expansión de la red de transporte eléctrico. 

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Tuto Power, grupo independiente y privado 100% mexicano, con presencia en el mercado eléctrico desde 2016, mantiene como actividad principal el suministro calificado, pero también actúan en el ámbito de la energía solar distribuida y operan como generadores solares, con una planta emblemática de 405 MW en Puerto Libertad, Sonora.

Para este año, desde la compañía apuestan a un crecimiento sostenido en el suministro calificado en México, impulsado por la demanda cada vez más activa del sector industrial por soluciones sustentables. Al respecto, Darío Leoz, director general de la compañía, señaló que los clientes buscan asegurarse un suministro de bajo costo alineado a sus estrategias ESG.

“Cada vez están más preocupados por los certificados de origen, por la huella renovable y obviamente pidiendo además no solo certificados limpios por encima de sus requisitos sino también pidiendo IRECs de manera constante”, explicó Leoz.

Este crecimiento ocurre en paralelo al avance en energía solar distribuida. Leoz adelantó durante el encuentro Future Energy Summit México (FES México) que este año ejecutarán “6 MW en generación distribuida”, lo cual considera significativo entendiendo que no es su Core Business.

De allí, el referente empresario calificó su visión del sector como “moderadamente optimista”, una percepción que se sostiene en la continuidad en los negocios que está logrando su empresa y porque “los fundamentales de México para poder hacer nuevos proyectos están ahí”.

La moderación, aclaró “tiene que ver con la parte macroeconómica”. Según detalla, cuestiones geopolíticas y la baja en el nearshoring “en los términos en los que se estaba viendo”, producto de las políticas proteccionistas y aranceles, genera dudas sobre el establecimiento de nuevas industrias que podrían hacer dar un salto al suministro calificado y generación distribuida.

No obstante, la actual administración buscaría fomentar la incorporación de suministro limpio en nuevos polos y parques industriales, lo que podría ser aprovechado durante este sexenio por empresas del sector. Un gran punto de oportunidad serían las instalaciones aisladas de 20 MW, sobre las que también hizo hincapié el referente de Tuto Energy durante su participación en FES Mexico.

“Las plantas de 20 MW yo creo que se va a dar solución a situaciones de congestión en puntos concretos”, indicó, aunque observó que será un desafío su dimensionamiento en solar fotovoltaica en caso de que solo se les permita instalarse en el punto de consumo.

“Quizás van a tener más facilidad para colocarse respecto a la solar, plantas de motores pequeñas turbinas de gas para esa solución ya que son más son más fáciles de ejecutar sin tanta necesidad de terreno y además con un funcionamiento mucho más adecuado a la red. Y con esto no estoy diciendo que sea mi punto de vista más favorable a ello. No. Me encantaría hacer esa parte solar pero no todo el mundo va a tener ese terreno”, advirtió.

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Más de 1000 MW de nueva capacidad de generación eléctrica serán incorporados este año en República Dominicana, según confirmó el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, durante una entrevista audiovisual en el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“Nuestra Ley de Estrategia Nacional de Desarrollo establece un 25% de energía renovable al 2025 que va a ser cumplida ahora”, aseguró el viceministro Rodríguez.

En tal sentido, desde el Viceministerio de Energía, bajo la órbita del Ministerio de Energía y Minas, aseguró que avanzan en un monitoreo detallado del Plan Energético Nacional, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), para garantizar el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.

En atención a las metas de este año, el funcionario reveló que en 2025 se pondrá en marcha una planta térmica de 460 MW y se interconectarán en el orden de 700 MW de energía renovable que les permitirá alcanzar del 25% de integración de renovables durante este año. Pero aquello no sería todo.

Rodríguez enfatizó que para avanzar con la meta del 30% de renovables al 2030 no se limitarán a la incorporación de generación, sino que están planificando un fortalecimiento integral del sistema eléctrico. Esto incluye la expansión de redes, el marco legal, el almacenamiento y también el rol estratégico de la generación térmica.

De allí, en exclusiva para FES Caribe anticipó que este año se inaugurará la expansión de una línea de transmisión del noroeste a 345 KV. Esta infraestructura será clave para mejorar la integración de generación en el país, en miras a prepararse para lograr la meta de integración de un 30% de renovables al 2030, para lo cual ya se discuten nuevas regulaciones y esquemas de integración.

“Ya tenemos en República Dominicana las resoluciones que establecen que ahora mismo todas las concesiones de proyecto fotovoltaico requieren un 50% de almacenamiento de batería”, detalla el viceministro. A esto se suman otros instrumentos normativos de la Superintendencia de Electricidad como aquel que habilita a los agentes térmicos a invertir en sistemas de almacenamiento para regulación de frecuencia, con el objetivo de una mayor incorporación de servicios auxiliares.

Otro eje clave será el lanzamiento de una nueva licitación para proyectos de generación y almacenamiento a través de las distribuidoras eléctricas, actualmente bajo control estatal. Si bien los pliegos definitivos aún no fueron publicados, el Ministerio trabaja junto con actores del sector para diseñar un esquema que tome en cuenta las lecciones aprendidas en América Latina.

“Estamos tomando todas las iniciativas y todas las experiencias de las licitaciones que se han realizado principalmente en Latinoamérica y no hacer un proceso desde cero sino tomar todo lo que ha pasado mal y corregimos”, sostiene Rodríguez.

Además de buscar un equilibrio entre contratos PPA y financiamiento bancario, el proceso considera la publicación de precios de referencia por parte de la CNE, los cuales podrán ser utilizados como guía para inversionistas y desarrolladores.

“Existen proyectos en el día de hoy que han sido construidos sin necesidad de un PPA, pero también entendemos que muchos bancos requieren esa figura”, aclara el funcionario. El objetivo es que las distribuidoras, como principales offtakers, lideren aquel proceso de manera sostenible y atractiva para el sector privado.

Desde el Ministerio aseguran que el crecimiento del parque de generación será suficiente para responder al dinamismo económico, liderado por sectores como el turismo y la industria. “Podemos asegurar que el ritmo de la economía de República Dominicana puede ir creciendo y será satisfecha la demanda de energía”, concluye Rodríguez.

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El almacenamiento energético cuenta con al menos 17 aplicaciones posibles, según el Laboratorio Nacional Sandia de Estados Unidos, y desde Seraphim consideran que muchas de ellas aún no han sido contempladas en los marcos regulatorios vigentes en América Latina. Así lo señaló Nicholas Serrano, Technical Manager Latam de la compañía, durante el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

“No solo hay que ofrecer una aplicación de los sistemas de baterías, sino también pensar en la migración hacia otras aplicaciones donde pueda haber un beneficio económico a futuro”, manifestó el ejecutivo.

La necesidad de ampliar la visión regulatoria fue uno de los ejes centrales de su exposición. Si bien países como República Dominicana ya avanzaron en normativas para arbitraje y regulación de frecuencia, existen otras funcionalidades críticas como el peak shaving, el black-start o el control de rampa que aún no se consideran de forma estructural en la remuneración de proyectos.

“Solamente se está enfocando en regulación de frecuencia, cuando hay más aplicaciones”, subrayó Serrano. En ese sentido, planteó la necesidad de contemplar mercados paralelos o sistemas de subastas que valoren esas otras funcionalidades, ya sea por disponibilidad, potencia entregada o número de intervenciones, como sucede en mercados maduros como Gran Bretaña.

Adaptabilidad y seguridad: pilares clave para el almacenamiento

Para el referente técnico, cualquier estrategia de desarrollo debe considerar las particularidades de cada mercado. “No es lo mismo tener un proyecto en República Dominicana que en Honduras o en Guatemala”, explicó, aludiendo a los distintos recursos naturales, condiciones geográficas y regulaciones nacionales. Por eso, destaca la importancia de traducir estos factores en propuestas técnicas adaptadas a cada cliente.

La normativa también debe contemplar un horizonte de largo plazo y ser compatible con nuevas tecnologías. Serrano enfatiza que la regulación debe tener una “columna vertebral sólida” que permita la incorporación de tecnologías futuras como el hidrógeno o las hidroeléctricas reversibles, sin necesidad de rehacer completamente los marcos legales existentes.

En paralelo, advierte sobre un aspecto central para los bancos y aseguradoras: la seguridad en los sistemas de almacenamiento. “El tema de seguridad contra incendios, por ejemplo, es lo más importante bajo la norma NFPA 855. La vida está por encima de todo”, sostuvo.

En definitiva, desde Seraphim insisten en que la rentabilidad y masificación del almacenamiento dependerá de regulaciones claras, estables y técnicas, capaces de incentivar múltiples usos de las baterías y facilitar la entrada de nuevas tecnologías sin obstáculos estructurales. Para ello, apuestan por el conocimiento aplicado y la cooperación con cada mercado.

“Es importante entender en cada mercado la regulación existente y las normativas que cada país tiene”, señaló Serrano.

Consultado en FES Caribe sobre los mercados más atractivos para almacenamiento, Serrano indicó que Chile, República Dominicana y Guatemala lideran en la región, tanto por sus avances regulatorios como por sus condiciones técnicas aunque aún tengan retos para su incorporación.

De igual modo, destacó los aprendizajes extraídos de estas experiencias. Por ejemplo, mencionó el caso de República Dominicana, que ya exige 50% de almacenamiento en proyectos solares arriba de los 20 MW, como una política que podría ser emulada por otros países.

Sin embargo, aclara que la visión de Seraphim no se limita a estos tres mercados. La intención es transferir el conocimiento adquirido hacia países que aún están dando sus primeros pasos, como Argentina o Colombia, con foco en asistencia técnica y desarrollo de marcos regulatorios adaptados.

Tecnología, producción y visión estratégica

Seraphim, tradicionalmente reconocido por sus paneles fotovoltaicos, expandió su modelo de negocio al almacenamiento energético a través de una alianza estratégica con la firma CRRC. Esta última, conocida por construir los trenes bala en China, aporta capacidad tecnológica y de producción con 25 GWh de capacidad anual y más de 45 GWh ya entregados globalmente, según datos compartidos por la empresa.

El portfolio de soluciones de almacenamiento incluye en sus containers, baterías de primera línea, sistemas de conversión de potencia (PCS), monitoreo y control (BMS, EMS), subestaciones prefabricadas y acoplamiento AC/DC, con foco en soluciones modulares y seguras.

Desde el punto de vista tecnológico, la firma también trabaja en la mejora del rendimiento energético, la densidad de almacenamiento y la reducción del consumo auxiliar, con una visión integral que incluye el análisis del ciclo de vida de los equipos (LCA). “Estamos trabajando con inteligencia artificial para que estos sistemas de monitoreo tomen las acciones preventivas antes que las correctivas”, comentó Nicholas Serrano.

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La República Dominicana avanza en la incorporación de energías renovables en miras a dar cumplimiento a metas concretas que buscan transformar su matriz energética con base en la sostenibilidad.

“Nosotros somos ahora mismo el país líder en ese sentido”, resaltó Betty Soto, viceministra de Innovación y Transición Energética, al explicar el crecimiento del sector en los últimos años. Desde 2020, el país duplicó su capacidad de generación renovable, pasando de 600 MW a casi 1.400 MW al cierre de 2024.

Según señaló Soto, las proyecciones para concluir 2025 contemplan la incorporación de otros 700 MW. Así, el país alcanzaría el 25% de generación renovable, con un 22% proveniente de grandes proyectos y un 3% desde generación distribuida. “Hay un compromiso real con la diversificación de la matriz al 2030”, subrayó la funcionaria.

Este esfuerzo no es aislado, sino parte del cumplimiento de los compromisos internacionales asumidos por República Dominicana en sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y esta administración de gobierno iría por más.

La transición energética dominicana se fundamenta en políticas inclusivas, marcos normativos modernos y apertura al capital extranjero. Para Soto, avanzar en estos frentes es crucial para garantizar una transformación energética sostenible y justa.

“Definitivamente también hay un compromiso real de mantener esos incentivos y promover la aceleración de la transición energética”, afirmó. La actualización del marco regulatorio es otro de los pilares que destacó: “Una transición energética que cuente con un marco regulatorio robusto y actualizado a lo que son las nuevas tecnologías es fundamental”.

Además, uno de los objetivos principales del actual gobierno es cerrar las brechas en el acceso a la energía. “Disminuir la brecha de aquellas poblaciones que aún no tienen acceso a la energía” es una prioridad que se canaliza a través de programas de electrificación rural, desarrollados por el Ministerio de Energía y Minas en conjunto con organismos multilaterales.

Entre los principales retos técnicos actuales, la viceministra identificó un desbalance entre el crecimiento de la generación renovable y el desarrollo de la infraestructura de transmisión: “La velocidad con la que crece el sector generación no es la misma velocidad con la que crece la red de transmisión”.

Por eso, uno de los focos prioritarios de esta administración es fortalecer la infraestructura de transmisión hacia el 2030, para garantizar la integración eficiente de las nuevas fuentes de generación al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.

Además, Soto señaló el rol estratégico del almacenamiento: “Ya desde nuestros organismos […] se ha adoptado la necesidad de incorporar sistemas de almacenamiento en estos proyectos de generación de fuentes renovables”, explicó, destacando que esto permite dotar al sistema de mayor seguridad y estabilidad.

Estas declaraciones de Soto fueron brindadas en el marco de un panel de autoridades del sector público de la región durante el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), en el que República Dominicana ofició como sede y referente.

“Un inmenso placer ser sede de un evento para el sector energético tan importante como lo es el Future Energy Summit”, expresó la viceministra, quien remarcó que el país ha sido anfitrión en ediciones previas de este encuentro líder para stackeholders de Centroamérica y el Caribe.

Frente a un auditorio con presencia de más de 500 actores estratégicos del sector energético regional, la viceministra reiteró el compromiso del país con la inversión extranjera. “Vengan a República Dominicana porque es un país que garantiza una estabilidad política, una estabilidad económica y una estabilidad social”, afirmó.

Y concluyó con una visión de futuro: “Nosotros como país quisiéramos ser reconocidos en un futuro por mantenernos siendo líderes y punteros en la transición energética”, destacando que uno de los legados de esta gestión debe ser la sostenibilidad de la matriz, el acceso universal a la energía y la confianza de los inversores.

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Guatemala se consolida como uno de los mercados energéticos más atractivos de Centroamérica. Con una experiencia acumulada en licitaciones a través del Plan de Expansión de Generación (PEG) —actualmente en la antesala de su quinta edición— el país promueve un entorno de inversión basado en transparencia, competencia y estabilidad jurídica.

Así lo destacó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), quien compartió su visión durante un panel de debate en el encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

“Tenemos un buen mercado eléctrico, es un mercado maduro, tiene ya 30 años de haberse reformado”, subrayó Alvarado de Córdoba.

Este marco se apoya en una Ley General de Electricidad robusta. “Privilegiamos la certeza jurídica que da eso y todos los ajustes regulatorios se hacen a nivel de regulaciones secundarias para no trastocar el marco regulatorio que ha sido tan exitoso”, explicó la referente del AMM.

Un ejemplo claro de la confianza que deposita el inversor privado en el mercado es la convocatoria a la reciente licitación PEG 4, donde se ofertaban 235 MW de potencia y energía, pero el interés superó ampliamente las expectativas: “Habían en la sala de la subasta más de 1.200 MW de oferta para hacer vía subasta inversa electrónica”, detalló la directiva. Según explicó, este sistema garantiza un proceso “muy transparente, muy competitivo”, lo que permite afirmar que “tenemos verdaderamente un sistema de compra de potencia y energía que funciona muy bien”.

En miras a la PEG-5, Guatemala avanza hacia la modernización de su regulación y normativa para adaptarse al avance tecnológico y contemplar nuevos desarrollos que pudieran querer participar de la nueva convocatoria. Como parte del trabajo, el AMM dividió en tres fases el diseño normativo para incorporar el almacenamiento energético. “El primero que está aprobado y está vigente es en atención a cómo vamos a darle el tratamiento a las centrales solares y eólicas que incorporen almacenamiento tanto para fines de arbitraje o para servicios auxiliares”, indicó Alvarado de Córdoba. Esta normativa, que ya cuenta con su código de red, representa una señal clara de previsibilidad para los potenciales inversionistas de proyectos híbridos.

En cuanto a la visión de largo plazo, Silvia Alvarado de Córdoba enfatiza que los cambios recientes en el perfil de demanda también demandaron ajustes técnicos importantes. “Durante 30 años tuvimos una curva de demanda con un pico en la noche, eso cambió y no podíamos dejar que venga una nueva licitación sin ajustar eso”, comentó. La flexibilidad institucional para adaptar el sistema a las nuevas condiciones es, a su juicio, una garantía para el inversor: “Tienes que darle certeza al que va a poner inversiones de millones, o miles de millones en el caso del gas natural”.

Con una nueva licitación en puerta —PEG 5, prevista para lanzarse tras Semana Santa— el país proyecta adjudicar hasta 1.500 MW de capacidad. No obstante, el dinamismo del mercado libre y la apertura al almacenamiento y energías renovables convierten al sistema eléctrico guatemalteco en un escenario atractivo para inversiones sostenibles.

Y es que el sistema ofrece condiciones macroeconómicas favorables: “En Guatemala todas las transacciones se pagan en dólares, no hay un problema cambiario”. A esto se suma una historia sin precedentes de cumplimiento: “Ha sido un sistema absolutamente líquido, no ha habido deudas, no ha habido defaults de pago en los casi 30 años que lleva el mercado de haber sido reformado”, precisó la presidente de la Junta Directiva del operador eléctrico nacional.

Otro aspecto clave es la segmentación del mercado entre demanda regulada y no regulada, este último también con grandes oportunidades para el inversor privado. Actualmente, cerca del 40% de la demanda del país es no regulada, con más de 1.300 grandes usuarios activos. Esto se traduce en aproximadamente 800 MW de demanda adicional por fuera de la licitación oficial, según datos del propio AMM.

“Ese volumen de transacciones está disponible para todas las empresas que quieran venir a ofrecer esos servicios”, señaló Silvia Alvarado de Córdoba.

Este bloque de mercado se vuelve cada vez más estratégico para los desarrolladores, especialmente tras los picos de precios registrados en 2023. “El año pasado tuvimos un sistema estresado y los precios se dispararon hasta más de US$350 el spot”, recuerda. Como consecuencia, los grandes usuarios buscan certeza de largo plazo y estarían evaluando nuevas formas de contratación. “Yo lo que les he recomendado que hagan es que se asocien y que lancen licitaciones privadas porque la licitación PEG 5 no compra potencia de energía para toda esa demanda”, aconsejó Alvarado de Córdoba.

Para los inversionistas, los incentivos no están solo en la estructura del mercado, sino también en la competencia entre comercializadores. Con 35 firmas activas, se abre una ventana de oportunidades de venta de energía incluso a precios por debajo del sistema tradicional. “Estas empresas son muy competitivas, se disputan hasta cinco centésimas del centavo”, remarcó. En ese sentido, añadió que es posible obtener condiciones “hasta un 30% menos del precio que consiguen con la distribuidora”.

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El Banco Popular Dominicano fue una de las grandes entidades financieras que se presentó en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean, a fin de dar a conocer su participación consolidada en la transición energética de República Dominicana

Laura Sanchis, gerenta de división del Área de Banca de Inversión del Banco Popular Dominicano, reveló que, hasta la fecha, la entidad aprobó préstamos por casi USD 900 millones para proyectos renovables que suman alrededor de 800 MW de capacidad.

“Y si también se incluyen los servicios de agencia colateral y agente administrativo, el portafolio sube a más de 1200 MW de potencia y más de USD 1600 millones en préstamos estructurados”, aseguró durante el tercer panel de debate de la segunda jornada del encuentro.  

Este respaldo financiero no solo representa volumen, sino también impacto directo en la expansión de la infraestructura energética limpia del país. 

Un ejemplo concreto de esta apuesta es el contrato de préstamo por hasta USD 100 millones firmado hacia fines de 2023 con Cotoperí Solar FV, una sociedad liderada por ACCIONA Energía y Cotosolar Holding, para el desarrollo del Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, II y III. 

Ubicado en Guaymate, La Romana, este complejo mantiene una capacidad instalada de 162.6 MWp, distribuida en tres instalaciones de 54.20 MWp cada una, lo que lo posiciona como uno de los mayores parques fotovoltaicos de Centroamérica y el Caribe.

No obstante, más allá del volumen de financiamiento, la entidad también busca establecer criterios claros para asegurar la bancabilidad de los proyectos. Uno de los principales factores es la previsibilidad de los ingresos futuros, condición imprescindible para aprobar operaciones. 

“Es de vital importancia para un banco la seguridad de los ingresos, con lo cuales se repagará el préstamo. Por lo tanto, es esencial la necesidad de contratos PPAs que puedan realmente rentabilizar la inversión en baterías y reflejar ese retorno suficiente en la inversión, tanto para que al inversionista se le haga atractivo como para que a los bancos le dé seguridad en el repago del préstamo”, sostuvo Laura Sanchis.

“Sin PPA no miramos un proyecto con almacenamiento, ya que es muy cuesta arriba financiar un proyecto sin un contrato de compraventa de energía, a menos que esté ubicado dentro de una empresa que tiene otras fuentes de ingresos consolidadas y verificadas históricamente, donde el préstamo dependa del balance completo de la empresa”, subrayó.

Otro de los aspectos clave para acceder al financiamiento es el momento en que se presenta el proyecto al banco. Desde la experiencia de la institución, un error recurrente por parte de los desarrolladores es iniciar la negociación en etapas demasiado tempranas, sin claridad técnica ni financiera, donde todavía no se ha definido específicamente la tecnología que se utilizará y por tanto no hay seguridad del presupuesto.

Esta indefinición afecta no solo la eficiencia del proceso, sino también la capacidad del banco de evaluar adecuadamente el riesgo. Por lo que la especialista remarcó la importancia de contar con reportes detallados sobre la planificación, el presupuesto y las decisiones tomadas en cuanto a tecnología, construcción y operación.

Con esta hoja de ruta clara para viabilizar inversiones sostenibles, y una cartera que ya supera los USD 1.600 millones estructurados, el Banco Popular Dominicano no solo actúa como un actor financiero, sino como un facilitador estratégico de la transición energética en el país.

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Costa Rica marca un nuevo precedente en materia de almacenamiento energético con la instalación de la solución BESS más grande del país, un proyecto de 11 MWh y 6 MW de potencia conectado a una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico existente, que ha sido impulsado por CFS en su rol de EPC.

La iniciativa, presentada por Diego Quirós Ramos, gerente de desarrollo de negocio de CFS, durante el Future Energy Summit Central America & the Caribbean, representa un paso decisivo el el rol del almacenamiento hacia la consolidación de la flexibilidad del sistema eléctrico nacional y la integración eficiente de energías renovables variables.

“Es el proyecto de almacenamiento más grande de Costa Rica conectado a una utility y acoplado a un parque eólico”, introdujo Quirós Ramos ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético regional.

CFS, con más de 25 años de experiencia en soluciones para generación y transmisión, lidera un proceso de expansión regional apalancado en innovación tecnológica, digitalización y gestión inteligente de redes. Su concepto X2Grid, que integra generación, cargadores eléctricos, movilidad e industria con sistemas de almacenamiento, refleja ese enfoque integral.

Almacenamiento como solución al cambio climático

Costa Rica, históricamente reconocida por alcanzar un 99% de generación renovable durante cinco años consecutivos, enfrentó en el último año un llamado de atención.

“Tuvimos un susto con el cambio climático y una sequía muy fuerte. Eso despierta nuevamente los retos respecto a una matriz energética renovable”, advirtió el ejecutivo durante su keynote denominada «transmisión y almacenamiento como catalizadores del desarrollo renovable».

El Lago Arenal, tradicional sistema de almacenamiento plurianual del país, demostró ser vulnerable ante fenómenos climáticos extremos. En ese contexto, las baterías emergen como complemento clave para mitigar la intermitencia.

“El almacenamiento de baterías surge como una alternativa y como un complemento a toda la matriz energética”, señaló Quirós Ramos.

Uno de los proyectos que se impulsó para resolver estos retos del sistema es aquel impulsado en una empresa de distribución eléctrica y acoplado a un parque eólico preexistente.

El sistema instalado el pasado lunes 31 de marzo consta de tres contenedores de almacenamiento y tres adicionales para la conversión de energía y conexión a media tensión. El proyecto combina soluciones y servicios provistos por CLOU (BESS + PCS + MV), ETP (EMS) y la propia CFS (BOP y EPC).

Según precisó el referente de CFS, este sistema inicialmente operará para arbitraje energético, cargando en horas de baja demanda y despachando en picos, pero está diseñado para brindar otros servicios complementarios, como regulación de frecuencia.

Las oportunidades para el almacenamiento energético van en crecimiento. Más aún si se consideran las rápidas evoluciones tecnológicas y las reducciones de costos históricas que se han dado en el último tiempo.

“Hace tres o cuatro años se hablaba de los famosos US$1.000 por kWh. Hoy, incluyendo interconexión, se puede hablar de US$250 por kWh”, detalló Diego Quirós Ramos.

Además, la densidad energética de los sistemas está mejorando de forma exponencial. De acuerdo con el experto de CFS, donde antes se requerían siete contenedores para 3,5 MWh, hoy se alcanza 11 MWh con solo seis, y las nuevas tecnologías ya permiten 5 MWh en un solo contenedor de 20 pies.

“La tecnología está cambiando muchísimo. Las aplicaciones que antes no daban por temas financieros se están rentabilizando”, afirmó.

Para Quirós, el sistema ya operativo es una muestra concreta del potencial del almacenamiento y un llamado a acelerar su adopción.

“El sistema eléctrico está preparado para recibir almacenamiento y la tecnología va a contribuir a la transición eléctrica”, concluyó.

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FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Central America & The Caribbean.  

Charlotte Bruyer, senior investment officer energy de FMO, reveló los criterios de financiamiento para proyectos renovables que mantienen desde la entidad, a partir de la certeza contractual, la sostenibilidad ambiental y la mitigación de riesgos técnicos y financieros. 

La entidad ya comprometió más de USD 250.000.000 en líneas de crédito activas en República Dominicana, entre ellos uno que incorpora un sistema de almacenamiento con baterías, pero para calificar a este tipo de financiamiento, FMO exige como condición estructural la existencia de un contrato de compraventa de energía de largo plazo. 

“No financiamos sin un PPA. Necesitamos un modelo financiero que demuestre que existe suficiente certeza sobre los ingresos para pagar la deuda. Necesitamos más seguridad, por lo que definitivamente para lanzar y desarrollar los proyectos con BESS esperaremos los PPA”, aseguró Bruyer. 

“Sin embargo, como banco de desarrollo, estamos dispuestos a asumir riesgos adicionales y ayudar más en el país”, añadió frente a un auditorio de más de 500 líderes del sector. 

En ese marco, la entidad puede considerar plazos más largos que coincidan con los PPA para lograr mayor amortización, cofinanciar junto a bancos locales a fin de encontrar una combinación adecuada, o consensuar términos más flexibles. 

Por ejemplo, en nuevas fases o expansiones de proyectos ya operativos, FMO puede considerar esquemas alternativos siempre que exista base técnica y comercial sólida, analizando la previsión del precio spot y la calidad de los nuevos componentes.

El esquema de debida diligencia implementado por FMO incluye una revisión profunda desde la etapa inicial, incluyendo desde cronogramas de obra y experiencia de los proveedores, hasta garantías y certificaciones de seguridad.

“Como banqueros, cuando aportamos el 70% u 80% del coste total del proyecto, realizamos una diligencia debida exhaustiva para intentar mitigar todos los riesgos potenciales durante la construcción, pero también durante todo el período de operaciones”, explicó Bruyer.

En el caso de proyectos con baterías, el análisis se extiende a los parámetros técnicos que inciden en la vida útil del sistema, y los supuestos utilizados, en particular para la batería y que la tasa de degradación asumida en el modelo financiero se mantenga y refleje la realidad. 

“Además, todos los aspectos ambientales y sociales, las evaluaciones de impacto, deben tenerse en cuenta desde el inicio del proyecto, comenzando incluso con la elección del terreno, que debe evaluarse adecuadamente para limitar el impacto en el clima, el medio ambiente y las comunidades circundantes. Mientras que en una segunda etapa, el proyecto también deberá ser resiliente al clima y al cambio climático”, detalló la senior investment officer energy de FMO. 

El caso de República Dominicana se convierte así en un mercado y condiciones clave donde se conjugan nuevas tecnologías, alianzas locales y exigencias estructurales para viabilizar proyectos renovables con impacto a largo plazo.

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile publicó en su sitio web un nuevo panel de datos que recopila información de los proyectos que declaran actividades vinculadas a alguna etapa de la cadena de valor del hidrógeno verde y sus derivados, incluyendo generación renovable, producción de H2, acondicionamiento, almacenamiento, transporte y reconversión.

De acuerdo a la información del organismo, 17 proyectos ingresaron al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), que suman más de USD 27560 millones en posibles inversiones para el país, siendo la mayor parte para el sector energético (9). 

Sin embargo, de la totalidad de los emprendimientos registrados, sólo 6 ya tuvieron el visto bueno de la entidad (4 en Antofagasta, 1 en Valparaíso y 1 en Magallanes), presentados por las compañías INNA Soluciones Renovables, Transmisora Tal Tal, HIF Chile, Engie, ENAEX y GNL Quintero.

Los proyectos aprobados abarcan inversiones por alrededor de USD 954 millones, a fin de instalar 512 MW de capacidad fotovoltaica, 353,4 MW eólicos y 36 MW de potencia nominal de electrolizadores; y con ello producir 5.030 toneladas de hidrógeno verde por año.

Proyectos aprobados

• Parque Terra ERNC (INNA): 512,5 MW FV y 350 MW eólicos
• Línea de alta tensión Terra Parinas (Transmisora Tal Tal)
• Proyecto piloto de descarbonización y producción de combustibles carbono neutral (HIF): 3,4 MW eólicos para producir 175,2 tH2V/año, 1423,5 t/año metanol +  255,5 t/año de e-diesel. 
• HyEx – producción de H2V (ENGIE): 26 MW de electrolizadores y producción estimada de 3255 tH2V/año 
• HyEx – síntesis de amoniaco verde (ENAEX): 18.000 t/año de producción estimada de NH3
• Bahía de Quintero (GNL Quintero): 10 MW de electrolizadores para 1600 tH2V/año

Por otro lado, existen otros 6 proyectos en etapa de calificación dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, pertenecientes a las firmas HIF, Eólica Faro del Sur, SUSTERRA, Volta Hidrógeno, ASOE Chile Diez e INNA Soluciones Renovables, que declararon una inversión conjunta de USD 25253 millones. 

Dicha infraestructura acarrean el mayor grueso de capacidad y producción declarada de H2V y derivados, ya que involucra 2287 MW solares, 2318 MW y 5822 MW de capacidad en electrolizadores. 

El objetivo final de los proyectos en calificación es producir casi 890.000 ton/año de hidrógeno verde, 173.600 t/año de metanol, 3.759.000 t/año de amoníaco, 70.000 t/año de e-gasolina y otros 8.030 toneladas por año de e-gas licuado (eGL).

Y de acuerdo a la información proporcionada por el SEA, el término del proceso de calificación ambiental se daría entre fines de abril y noviembre del corriente año, dependiendo del proyecto en cuestión. 

Proyectos en calificación

• Planta de combustibles carbono neutral Cabo Negro (HIF): 242 MW electrolizadores y producción estimada 24.500 t/año de H2V +  173.600 t/año de metanol + 70.000 t/año de e-gasoil + 8030 t/año eGL. 
• Parque eólico Faro del Sur (Eólica Faro del Sur): 384 MW eólicos 
• Planta de producción de H2V para el distrito minero de Calama (SUSTERRA): 200 MW electrolizadores y producción de 32.797 t/año de H2V 
• Proyecto Volta – planta de H2 y NH3 (Volta Hidrógeno): 600 MW solares y 700 MW de capacidad de electrolizadores, para producir 110.000 t/año de H2 y 620.000 t/año de NH3
• Proyecto integral para la producción y exportación de NH3 – HNH ENERGY (ASOE Chile Diez): 1400 MW eólicos + 3000 MW electrolizadores para producir 467.000 t/año de H2V y 2.409.000 t/año de NH3

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FES Iberia 2025 ya comienza a marcar el pulso de la agenda energética de este año. La tercera edición del encuentro, que se celebrará el próximo 24 de junio en el Colegio de Caminos, Auditorio Betancourt, en Madrid, reunirá a referentes estratégicos del sector renovable europeo y latinoamericano.

Entre los nombres confirmados se destacan Joao Costeira, Executive Managing Director Low Carbon Generation de Repsol; Carlos Relancio, Director de Energías Renovables de Galp; y Carolina Nester, Head of Operations Iberia de Sonnedix.

Estos líderes, junto a muchos otros del sector, protagonizarán espacios clave de debate en la jornada, consolidando el posicionamiento del evento como el principal foro de tendencias y oportunidades del sector.

Además, se suman como partners estratégicos del encuentro empresas con fuerte presencia en el desarrollo tecnológico y la cadena de valor de las energías renovables: Wattkraft, 360 Energy, Risen, Chemik, Yingli y BLC Power Generation.

Ya están disponibles las entradas con beneficios Early Bird a través del sitio oficial: Entradas FES Iberia 2025

Consultas y acreditaciones disponibles en: commercial@strategicenergycorp.com

El epicentro renovable de Europa y Latinoamérica

FES Iberia no solo representa un espacio de networking y análisis, sino que se ha consolidado como la plataforma donde se diseña el futuro del mercado energético.

La edición 2025 tendrá un fuerte enfoque temático en offtakers y en las oportunidades en el Sur de Europa, ampliando el alcance de las discusiones y abriendo espacio para compradores de energía que analizarán la evolución del mercado.

La cumbre de este año dará continuidad a lo que fue una edición 2024 histórica, donde participaron empresas como Iberdrola, Nextracker, Engie, Grenergy, Statkraft, Acciona Energía y EDP Renewables. En aquella ocasión, más de 400 ejecutivos intercambiaron perspectivas sobre almacenamiento energético, generación distribuida, energía solar y eólica, y estrategias de inversión para grandes proyectos.

Entre los panelistas del año pasado destacaron Julio Castro (Iberdrola Renovables), Rafael Esteban (Acciona Energía), Rocío Sicre (EDP Renewables), Anton Martínez Rodríguez (Enagás Renovable) y Loreto Ordóñez (Engie España). Además, se analizaron sinergias entre fotovoltaica y almacenamiento, así como oportunidades en la cadena de valor del hidrógeno verde.

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Chile enfrenta una brecha estructural en su infraestructura de transmisión eléctrica. El apagón del pasado 25 de febrero, junto a los constantes vertimientos de energía renovable y precios marginales cero, dejaron en evidencia algunos puntos críticos en la materia. 

La Asociación de Transmisoras de Energía de Chile alertó que el país se encuentra similar que antes del reciente blackout, con condiciones de seguridad que no han variado demasiado, pero también con falencias en los procesos para atraer inversiones. 

“Faltan redes de transmisión y la magnitud de los cambios en redes es más importante y requiere más tiempo de lo previsto. Construir una línea de transmisión en el país demora entre 7 a 10 años, de los cuales tres años son de construcción, mientras que el resto de permisos y los pasos previos para poder construir una línea”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile. 

“Chile requiere invertir USD 2000 millones en redes hasta el año 2040. El país necesita 2000 MW adicionales de capacidad de transmisión Y para ponernos al día en el corto plazo, se necesitan cerca de 900 MW, pero no depende de las empresas sino de lo que haga el planificador”, agregó.

Para Tapia, la raíz del problema se arrastra desde hace años, vinculados a la capacidad institucional para ejecutar esta transformación y a los extensos plazos de los procesos actuales que agravan los tiempos y, por tanto, la escasez de la capacidad de transmisión y transformación. 

“En Chile tenemos una sobreplanificación de lo que tenemos que hacer en redes. Los plazos legales de la planificación anual dura más de un año, por lo que partimos mal desde la ley. También partimos mal en la ejecución, ya que contamos con un déficit de 3 GW (900 millones de dólares) pero debemos invertir 2000 millones de dólares que incluyen una línea HVDC hacia el sur, entre otras, en transmisión nacional, sin almacenamiento y sin incluir la transmisión zonal”, apuntó., 

También advirtió que hay procesos retrasados desde la planificación del 2023-2024, a la par que las empresas deben detallar las obras urgentes y necesarias si las autoridades lo requieren, lo que dificulta aún más la preparación; que junto a malas señales para el mercado, derivan en falta de competencia dentro de la industria.

Tal es así que los números que maneja la Asociación son contundentes: 167 obras en construcción hoy día, de las cuales 140 están atrasadas, a su vez que “este año deben licitarse otros 50 proyectos de transporte eléctrico”.

«Por otro lado,  hoy día el modelo tarifario de transmisión no paga los cambios tecnológicos. Entonces se han hecho pruebas que implican desembolsar USD 800.000 con beneficios sistémicos por USD 8.000.000, pero el desembolso sale del bolsillo de las empresas”, subrayó el director ejecutivo de Transmisoras de Chile.

La visión a largo plazo: inercia institucional

Este desfase entre la planificación y la acción impide resolver la escasez de capacidad estructural que afecta al sistema. “Nos quedamos en un balance hace demasiados años y seguimos con escasez de disponibilidad de transporte”, sostuvo Tapia 

En ese contexto, insistió en que el problema no es sólo técnico, sino institucional. Por lo que la pregunta es qué garantizará que no vuelva a ocurrir un apagón en el cortísimo plazo ante las  mismas condiciones de operación.

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Sungrow, fabricante de inversores y soluciones de almacenamiento líder en electrónica de potencia, anticipa una recuperación significativa en el desarrollo de proyectos para finales de este año.

“Somos muy optimistas. Yo me voy de este viaje, y los líderes en Sungrow también, con una visión de que este es un mercado definitivamente que se va a reactivar”, aseguró Héctor Núñez, director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow.

Durante su visita al país, el referente empresario reveló que en los últimos encuentros que sostuvo con promotores y utilities, notó “claras señales de que va a haber una apertura del mercado”, a pesar de los desafíos que aún persisten en el contexto político y regulatorio. “Entendemos que ha habido un cambio de administración y por supuesto es natural que los primeros meses sea un poco de adecuación y revisión”, expresó el ejecutivo.

Desde la perspectiva de Sungrow, el desarrollo de proyectos no dependerá únicamente de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sino que también habrá un papel clave del sector privado en el impulso de nuevos parques solares y soluciones de almacenamiento, tecnología que va ganando terreno en el país.

“Hay una necesidad de México por energía, y la manera más rápida y económica de incrementar esas bases instaladas es a través de sistemas fotovoltaicos (…) Tenemos muy buenas expectativas más allá de los proyectos que se generen a través de CFE, los proyectos que puedan generar los privados”, afirmó Núñez.

El ejecutivo destacó como un hito reciente la publicación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) vinculadas al almacenamiento, las cuales considera una señal positiva.

“Ya la señal de las DACGs, en mi opinión, es muy positiva y definitivamente creo que tendremos mucho trabajo los que estamos aquí presentes”, subraya Núñez.

Durante su participación en el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), detalló cómo el avance tecnológico en almacenamiento y fotovoltaica ha cambiado el escenario actual frente a lo que ocurría hace unos años.

“Hoy en día tenemos unas tecnologías bastante más desarrolladas, sobre todo en temas de almacenamiento. Las redes o las líneas de transmisión nunca se construyen tan rápido como las plantas fotovoltaicas, pero ahora los sistemas de almacenamiento pueden acompañar desde cero a las plantas”, resalta.

Estas soluciones permiten almacenar energía en caso de curtailment y despacharla en horarios punta, lo cual mejora la rentabilidad y eficiencia del sistema. Además, Sungrow ya ha firmado más de 7 GWh en contratos de almacenamiento en Chile, de los cuales 2 GWh están operativos, demostrando la viabilidad de estas tecnologías a gran escala.

En México, si bien en los últimos años el foco estuvo en generación distribuida, Sungrow ya ha suministrado soluciones para detrás del medidor, y ahora se prepara para un nuevo ciclo donde el segmento utility scale recobrará dinamismo.

En concreto, el director comercial para el norte de Latinoamérica de Sungrow puntualizó que en sus 10 años de presencia en México ha acumulado 1 GW en proyectos utility y 60 MWh en sistemas behind the meter.

Nuevo ciclo de expansión con lo último en tecnología

Entre las tecnologías que la empresa prevé impulsar en México, se destaca el Power Titan 2.0, una batería de 5 MWh en un contenedor de 20 pies, que representa un salto cualitativo en eficiencia, compacidad y costos.

“Pasamos de tener una batería de 2,7 MWh en 30 pies a una de 5 MWh en 20 pies. Esta batería mantiene la arquitectura de refrigeración líquida y ya incluye dentro del contenedor los inversores PCS”, explicó Núñez.

La solución ofrece salida en AC directa hacia el transformador, lo que permite una integración simple y eficiente. Según Núñez, la nueva celda de 314 amperes incorporada en este modelo mejora sustancialmente el rendimiento y reduce los costos: “Hace un año las baterías costaban un poco más del doble de lo que hoy en día cuestan”.

Este equipo ha sido bien recibido en mercados como Chile, donde ya se han firmado más de 3 GWh con este modelo, y Sungrow espera que con la nueva regulación mexicana, también se impulse en el país. “Esta batería es capaz de hacer grid forming o incluso un Black Start, lo que será necesario para algunas aplicaciones”, apuntó el ejecutivo.

En cuanto a inversores, la compañía fabrica tanto tecnologías string como centrales. Al respecto, Héctor Núñez mencionó que una de las ventas más emblemáticas de Sungrow en México en el último tiempo fue el suministro de inversores centrales para la fase dos de Puerto Peñasco, que ya están preparados para conectar baterías en DC, cuando se requiera.

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Solis, uno de los fabricantes de inversores solares más relevantes a nivel mundial, redobla su apuesta por Argentina como parte de su expansión en América Latina, una región donde ya cuenta con 13 años de operación.

En el marco de los cambios económicos impulsados por el nuevo Gobierno, la empresa observa condiciones particularmente atractivas para acelerar su crecimiento en el país.

“Hay facilidad de pago, y mejoras en temas de importación, sumado a que los costos de la electricidad se han sincerado a un precio real, lo cual hace muy atractiva la instalación de un sistema fotovoltaico”, manifestó Sergio Rodríguez Moncada, CTO para Latinoamérica de Solis, durante una entrevista destacada en el marco de la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina. 

A partir de esta lectura del contexto, la compañía apunta a posicionarse como proveedor clave de tecnología solar en un país que, según proyectan, puede vivir una “ventana de oportunidad” en los próximos dos años bajo el gobierno actual. 

Con presencia desde el norte de Estados Unidos y Canadá hasta el Cono Sur, Solis ofrece una gama completa de soluciones para el sector energético: desde pequeños equipos residenciales hasta productos para plantas de gran escala. 

La empresa fabrica exclusivamente electrónica de potencia, el corazón y el cerebro de un sistema fotovoltaico, y cuenta con una de las mayores plantas de producción del mundo, con una capacidad superior a los 100 GW anuales, suficiente para abastecer la creciente demanda global de inversores solares.

En el caso argentino, la estrategia comercial se enfoca tanto en usuarios residenciales como en el segmento comercial e industrial, con énfasis en sectores como la agroindustria, donde ya hay proyectos en curso de 100, 200 y hasta 300 kW. 

“El enfoque en Argentina está en ofrecer soluciones para la persona de pie y para el sector comercial-industrial, como por ejemplo una solución que se conecta plug and play a dos paneles solares y directamente a la red”, señaló Rodríguez Moncada. 

Para atender esa demanda, la empresa está introduciendo inversores de bajo voltaje de 380 y 400 voltios, alineados con el estándar eléctrico local. En esta nueva oferta se incluyen equipos de 150 kW, y próximamente de 200 kW, ampliando las capacidades técnicas disponibles para integradores y clientes.

“También tenemos soluciones para grandes proyectos de más de 100 MW de capacidad. Por ende tenemos soluciones en toda la cadena”, complementó el CTO para Latinoamérica de Solis durante la entrevista destacada. 

Otro frente estratégico es el de almacenamiento energético, donde Solis busca ganar terreno con tecnologías que aumenten la flexibilidad operativa de sus clientes. En ese sentido, este año la compañía presentó una nueva línea de inversores híbridos dirigidos al segmento comercial e industrial, con modelos de 30 kW y 50 kW, compatibles con baterías de litio de alto voltaje. 

Estos equipos permiten configuraciones paralelas de hasta seis unidades, superando los 300 kW de almacenamiento, lo que los convierte en una opción ideal para centros comerciales, hoteles o plantas industriales con altos consumos eléctricos.

“La expectativa es buscar buenos clientes, vender y ofrecer esa democratización de energía a Argentina”, afirmó el ejecutivo. Con el apoyo de partners locales, Solis apuesta por capitalizar un entorno favorable, especialmente mientras se mantenga el actual marco económico. 

Al comparar con otros países de la región, el CTO para LATAM de Solis destacó que Chile y Uruguay presentan mercados más maduros, pero también reconoce el dinamismo que está tomando Argentina.

Por lo que desde su visión regional, Solis no solo busca expandir su cuota de mercado, sino también contribuir al avance tecnológico de la transición energética en Latinoamérica, mediante productos diseñados para adaptarse a distintos niveles de demanda, y así ser un actor clave en la democratización del acceso a energías limpias. 

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La firma luxemburguesa SolarCleano, especializada en robótica para limpieza de paneles solares, desembarca en Argentina con el objetivo de mejorar la eficiencia de los parques fotovoltaicos y prevenir pérdidas que pueden alcanzar hasta el 30% de la generación. 

La empresa, que ya opera en más de 90 países, busca posicionarse en el mercado local mediante soluciones una amplia gama de robots adaptables a distintos tipos de terreno, lo que permite una operación eficiente en proyectos de diversas escalas y configuraciones.

“Tenemos grandes expectativas de crecimiento en Argentina porque el mercado viene creciendo, ya se han implementado varios parques fotovoltaicos y el mantenimiento es clave en los proyectos”, manifestó el representante de SolarCleano, Francisco Bernardini.

“¿Por qué es fundamental? Porque un panel que tenga polución, polvo, tierra o cualquier otro tipo de residuo, genera una pérdida de generación entre un 5 y 30%, lo que afecta directamente los ingresos”, aseguró durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Los equipos robóticos de SolarCleano están certificados por múltiples marcas de paneles, garantizando que la limpieza no compromete la vida útil ni las condiciones de garantía de los módulos. Este respaldo técnico se complementa con beneficios operativos y económicos, ya que la automatización del mantenimiento reduce significativamente la necesidad de personal en campo. 

“Los equipos disminuyen la cantidad de operadores, lo que se traduce en más beneficios en costos operativos y mayor rendimiento”, señaló Bernardini.

La seguridad también se ve potenciada por el uso de robótica, ya que los operarios no entran en contacto directo con componentes energizados. Además, los robots están preparados para operar en condiciones variables de terreno, lo que permite mantener los estándares de limpieza en entornos desafiantes sin comprometer la integridad del sistema.

Uno de los aspectos más destacados de la tecnología de SolarCleano es su capacidad para realizar limpieza en seco, lo que implica una huella hídrica mínima. El uso de agua se limita a situaciones de suciedad extrema, haciendo de esta solución una herramienta sustentable, especialmente útil en zonas con estrés hídrico. 

“Trabajamos permanentemente en innovaciones, tratando de lograr el máximo rendimiento con la máxima eficiencia en la utilización de agua”, subrayó su representante en Argentina durante el encuentro que reunió a más de 500 líderes de las energías renovables de la región.

“Tenemos equipos que pueden limpiar desde 1 MW hasta 10 MW por día, por lo que el tiempo depende del parque, de la estrategia de implementación. Esto permite una gestión personalizada del mantenimiento, ajustada a la necesidad de limpieza y a la disposición de los módulos en cada proyecto”, detalló. 

Por otro lado, desde la empresa remarcaron que el mantenimiento continúa siendo un aspecto subestimado dentro del ciclo de vida de las centrales solares a nivel nacional, algo que esperan revertir a partir de su llegada al país y que el mercado sea “más consciente” para generar mayor energía y lograr un retorno de inversión más acelerado. 

Con una propuesta tecnológica avalada por el sector y probada en condiciones diversas a nivel global, SolarCleano busca consolidar su presencia en Argentina como un actor clave para potenciar la eficiencia energética de los proyectos fotovoltaicos y optimizar costos operativos. 

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Syngenta, empresa dedicada a la tecnología e innovación aplicada al agro, anunció un acuerdo con Genneia, la compañía líder en energías renovables en el país. A partir de esta colaboración, Syngenta ingresa al mercado eléctrico mayorista abasteciéndose de fuentes de energías renovables y contribuyendo al desarrollo de un sistema eléctrico más sustentable y diversificado.

El proyecto abarca las operaciones de ambas plantas de procesamiento de semillas ubicadas en Venado Tuerto, Santa Fe. Esta iniciativa se alinea con las prioridades de Syngenta, que ponen la sustentabilidad en el centro de la estrategia de negocio, e incluye un enfoque en Operaciones Sustentables, que busca reducir el impacto ambiental de las operaciones propias y de la cadena de suministro.

La colaboración con Genneia resulta fundamental para esta iniciativa. La compañía cuenta con una destacada capacidad instalada en varias provincias del país, contribuyendo a la reducción de emisiones de carbono y a la transición energética de Argentina hacia fuentes más limpias y sustentables. 

Para este proyecto, la energía renovable es suministrada desde los parques solares y eólicos que Genneia posee en diferentes puntos del país. Esta alianza se enmarca en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un marco regulatorio y comercial que permite a grandes usuarios de energía eléctrica contratar el suministro de energía proveniente de fuentes renovables directamente con generadores privados, a través de contratos a largo plazo. El acceso al MATER fomenta proyectos de inversión de renovables que ayudan a mejorar la matriz energética del país, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.

“Para Syngenta, este es un importante paso. Sumado a otras acciones implementadas en los últimos años, la huella de carbono relacionada con el consumo de energía eléctrica en las operaciones de nuestras plantas de Venado Tuerto se redujo en un 100% desde la entrada en vigor de este acuerdo», afirmó Leandro González, gerente de plantas de Syngenta en esa localidad.

Por su parte, Gabriela Guzzo, gerente comercial Senior de Genneia, agregó: “Estamos muy contentos de acompañar a Syngenta en este nuevo proceso, colaborando a reducir el impacto ambiental de sus operaciones. Esta acción, que se encuentra alineada a la estrategia de sustentabilidad de ambas compañías, nos permite seguir avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

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Buenos Aires Energía (BAESA – anteriormente conocida como Centrales de la Costa Atlántica) acelera su agenda en renovables y almacenamiento con un portafolio que incluye un nuevo parque solar a punto de licitarse, un proyecto eólico de gran escala en evaluación y el estudio de factibilidad para competir en la licitación argentina de sistemas BESS.

La central fotovoltaica se desarrollará en un terreno de 10 hectáreas, propios de la central de General Madariaga, tendrá una potencia estimada de 4,6 MW, cuya energía será comercializada a BAPRO y Aguas Bonaerenses (ABSA) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

“Estamos lanzados en este parque solar (la licitación será modalidad llave en mano EPC + equipamiento), sumado a que en cartera tenemos algunos proyectos eólicos en etapa de revisión en la Costa Atlántica bonaerense”, indicó Alexis Zuliani, presidente de BAESA, en diálogo con Energía Estratégica. 

“El parque eólico pensado está dimensionado en aproximadamente 90 MW de capacidad. Está todo el proyecto armado, desde estudio de impacto, ambiental y más; aunque estamos trabados por la capacidad de transmisión disponible y la evacuación de la energía”, agregó. 

Cabe recordar que BAESA posee cuatro centrales térmicas con una capacidad instalada total de 450 MW, de los cuales 100 MW se encuentran bajo contrato de la Resolución SE 21, mientras que el resto se vende en el mercado spot. Además, participa del parque eólico Vientos de Necochea (39 MW) en sociedad con un actor privado.

Pero el foco actual de la empresa está puesto en la reconversión tecnológica de sus instalaciones más antiguas, ubicadas en Mar del Plata y Necochea, de modo que participaron activamente en la licitación TerCONF, en la que fue adjudicataria de 330 MW, aunque el proceso fue cancelado por el gobierno de Milei antes de la firma de los contratos.

Con esos antecedentes, la firma provincial revisó su cartera de proyectos, enfocándose en el MATER y los emprendimientos que pueden concretarse a corto plazo.

“Apuntamos a estándares técnicos y económicos de alta exigencia”, sostuvo el presidente de la empresa, y aclaró que la compañía está certificada bajo la norma ISO 37001, y opera con el sistema de gestión SAP para sus procesos financieros y de compras.

BAESA también analiza su participación en la licitación AlmaGBA, que tiene el objetivo de adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS, con capacidad de almacenamiento de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa

Los proyectos a instalarse en las redes de Edenor y Edesur deberán tener entre 10 y 150 MW, con habilitación comercial máxima al 31 de diciembre de 2028, y fecha objetivo de inicio de contratos al 1 de enero de 2027. La apertura de sobres A está prevista para el 19 de mayo, y la adjudicación se anunciará el 27 de junio.

“Estamos viendo la disponibilidad de terrenos y en qué puntos podríamos evacuar. Nos encontramos en plena etapa de estudio de los nodos donde podemos conectarnos de acuerdo a los terrenos que tenemos”, afirmó Zuliani. 

“El problema es la capacidad de carga y descarga de los proyectos, de acuerdo a las estaciones transformadoras de los puntos que estamos eligiendo. Conlleva un análisis técnico de los nodos para saber si realmente se podrá conectar la potencia o el proyecto”, añadió. 

“Tenemos terrenos, pero debemos ver si es factible que Edenor o Edesur brinden la factibilidad para evacuar el proyecto. Estamos evaluando presentarnos, siempre y cuando sea factible técnicamente”, continuó, por lo que la decisión final dependerá del resultado de los estudios.

Rol estratégico en la política energética provincial

Como empresa de energía de la provincia de Buenos Aires, BAESA se posiciona como brazo ejecutor de los proyectos definidos por la Subsecretaría de Energía bonaerense. En un contexto de apertura regulatoria, su rol será clave para canalizar inversiones públicas y privadas hacia el desarrollo energético provincial.

“Somos la herramienta para que cualquier proyecto que surja desde PBA se encauce técnicamente y se ejecute eficientemente”, manifestó Zuliani. Y en el caso de que la provincia de Buenos Aires decida replicar el modelo de AlmaGBA con sus distribuidoras, BAESA podría asumir un rol central en la planificación y ejecución de esos proyectos.

En paralelo, la empresa permanece atenta a cómo evolucionarán los lineamientos de mercado, con la expectativa de reactivar proyectos presentados en la TerCONF y darle continuidad al proceso de transición energética con más parques renovables. 

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Con dos décadas de trayectoria global y una presencia consolidada en México desde hace 10 años, JA Solar se ha posicionado como un actor clave en el desarrollo del sector fotovoltaico del país, tanto en el segmento de generación distribuida como en proyectos utility scale.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Alexander Foeth, Country Manager México de JA Solar, consideró que el país atraviesa una coyuntura favorable para nuevos desarrollos solares. “Esto puede detonar mañana y como sabemos México se mueve bien rápido; por lo que nosotros estamos listos”, aseguró.

Sin embargo, advirtió que alcanzar el volumen de capacidad renovable propuesto por la nueva administración para la iniciativa privada —entre 6,400 MW y 9,550 MW al 2030— aunque sería insuficiente para el ritmo al que crece la demanda, requerirá de todas maneras de una base más sólida que la actual.

Para el ejecutivo, el país necesita avanzar simultáneamente en tres frentes: “la infraestructura energética que sabemos que hay un rezago”, la “legislación”, y el acceso a financiamiento que “estoy convencido y lo sé que hay capital dispuesto a invertir en México tanto nacional como internacional y específicamente en energía solar”, indicó.

Sobre el segundo pilar, profundizó: “El mercado eléctrico no es un mercado natural, es un mercado completamente generado a través de las leyes, entonces las leyes siempre van a definir cómo va el juego”, explicó, en referencia a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) y las leyes secundarias recientemente publicadas y pendientes de reglamentar.

En este contexto, observó que uno de los segmentos que cobrará relevancia es el de autoconsumo de hasta 20 MW, que a juicio de Foeth, “van a ser proyectos muy complejos hasta comparado con utility”. Según explicó, estos sistemas implican intervenciones sobre plantas en operación, lo que requiere una ingeniería más especializada.

En este sentido, hizo un llamado a desarrolladores, diseñadores y especialistas a acercarse a JA Solar. “Podemos hacer una revisión con nuestro equipo técnico especializado de revisar justamente esos diseños esas entregas de 20 MW, 15 MW o 10 MW”, dijo, y añadió: “Ojalá que sean paneles”.

Sobre el portafolio tecnológico para dar respuesta a este segmento atractivo para el desarrollo de nuevos proyectos, destacó el modelo Deep Blue 4.0 Pro con celdas tipo n TopCon, al que calificó como la tecnología dominante para los próximos cinco o seis años y al que garantizan altos porcentajes de eficiencias a largo plazo. “Le damos garantía de generación de 30 años”, señaló. Además, mencionó líneas específicas como Ocean Blue y Sky Blue, diseñadas para ambientes marinos o flotantes que podrían explorarse en aplicaciones específicas.

Por lo pronto, este fabricante de módulos se mantiene como uno de los líderes del mercado mexicano. Así lo afirmó Alexander Foeth, quien destacó que la empresa cerró 2024 como número uno en el mercado de generación distribuida, con “un porcentaje de mercado arriba del 23%”.

En utility, JA Solar también ha mantenido una participación relevante. “Hemos ido también con 2 GW instalados en parques utility en la primera ola de solar que hubo”, subrayó Foeth, al tiempo que remarcó la intención de “seguir siendo el número uno en México”.

Para lograrlo, la compañía ha apostado por el fortalecimiento de sus capacidades locales. “Tenemos más de 30 personas que nada más atienden el mercado de Latam y en China tenemos un equipo de más de 10 personas que también solo se ocupan del mercado mexicano y resto de Latam”, explicó.

Mirando hacia el futuro, Foeth anticipa que en un próximo FES Mexico espera que uno de los grandes temas a debatir sea la necesidad de más talento especializado: “Vamos a estar hablando de cómo conseguir más gente calificada en este ámbito solar energético porque va a estar en un Boom”, confió.

Los precios bajos podrían ser uno de los drivers de aquel éxito, pero los interesados deberán estar atentos a las ventanas de oportunidad. El referente explicó que el mercado fotovoltaico ya opera casi como un “mercado spot”. “El precio del panel hay que estarlo preguntando casi semanal”, sostuvo. Y aunque considera que ya se ha alcanzado un “rock bottom en caída de precios”, insistió en que habrá que seguir monitoreando los cambios de demanda y producción, especialmente en China, que “va a impactar en todo el mundo”.

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La Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) de Chile alertó sobre una de las principales falencias estructurales del sistema energético: la falta de una legislación moderna que regule la distribución eléctrica. 

El marco vigente, prácticamente inalterado desde hace cuatro décadas, se ha convertido en un obstáculo para el despliegue eficiente de las energías renovables y la integración tecnológica de los PMG, segmento que representa cerca del 35% de la capacidad instalada nacional. 

El director ejecutivo de GPM, Mauricio Utreras, conversó con Energía Estratégica y advirtió que es prioritario avanzar hacia una nueva normativa que responda a los desafíos actuales, en pos de optimizar el uso de la infraestructura existente, facilitar la coordinación operativa entre los generadores y las empresas distribuidoras, e incorporar tecnologías que incrementen la seguridad del suministro ante eventos como el corte del pasado 25 de febrero.

“El proyecto ley de reforma a la distribución es la deuda histórica del sector eléctrico de Chile. Ya lo hablamos con las distribuidoras porque creemos que hay que modernizar, desde la visibilidad de los PMGD hasta un trabajo de coordinación que optimice su utilización”, aseguró Utreras. 

Cabe recordar que el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, prometió presentar una reforma integral antes del primer trimestre del año próximo, con la expectativa de que se abriera una “ventana de oportunidad” para viabilizar el debate legislativo antes del recambio político. 

Sin embargo, el proyecto aún no ha sido ingresado al Congreso, porque a pesar de las urgencias técnicas, la proximidad de las elecciones parlamentarias y presidenciales plantean un obstáculo político para ello.

En paralelo, la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores plantea que el país debe prepararse para una transición hacia un mercado de oferta, en el contexto de una creciente sobreoferta de energías renovables. 

“Son cambios importantes y trascendentes para el sector, especialmente a largo plazo para el segmento que abarca el gremio”, aseguró el director ejecutivo, quien destacó que se trata de una discusión que debe abordarse con consenso entre todos los actores involucrados y que debe formar parte de la agenda de los nuevos ejecutivos del sector energético, independientemente del origen político que tengan. 

El análisis de GPM también pone en evidencia los retrasos que afectan al desarrollo de la infraestructura de transmisión, aspecto que compromete tanto a proyectos PMGD como utility scale y sufren vertimientos  en algunas zonas del país. 

Por lo que desde el gremio consideran fundamental que se respeten los cronogramas y se ejecuten las obras comprometidas para evitar cuellos de botella que frenen el crecimiento de la generación renovable. 

Por otro lado, tras el apagón del 25 de febrero, la entidad realizó un llamado explícito a no debilitar al Coordinador Eléctrico Nacional en medio del debate público, señalando que es necesario actuar con responsabilidad mientras se desarrolla la investigación. 

“Tenemos que sacar la experiencia con la información, con un buen diagnóstico y tomar las conclusiones y mejorar, obviamente. Creemos donde se podría aportar es mejorar. Pero en este caso, hay que fortalecer al CEN”, subrayó Utreras. 

“Necesitamos que se cumplan los plazos de las obras de transmisión. Y esos retrasos también son parte de que el Coordinador pueda seguir enfocándose en el futuro, no solo en la operación”, concluyó. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2034 (a través de la Ordenanza N° 831/2025) que proporciona una visión integrada del futuro y participación de los recursos energéticos del país, además de contribuir a la construcción de políticas públicas.

El documento estima una inversión de R$ 3,2 billones en los próximos diez años y proyecta una capacidad instalada de 311 GW para 2034, con un nivel de renovabilidad del 85% en la generación eléctrica.

Dentro de la matriz eléctrica, las fuentes renovables mantendrán un rol protagónico, representando el 87% de la capacidad instalada proyectada, mientras que las tecnologías no renovables se limitarán al 12%, siendo complementadas por almacenamiento energético y mecanismos de respuesta a la demanda. 

El documento establece que el crecimiento de la oferta interna de energía será de aproximadamente 25% en los próximos diez años, con un fuerte protagonismo de las fuentes eólica y solar, así como de la generación distribuida.

“Las renovables muestran un crecimiento promedio anual de 2,5% para abastecimiento interno, destacando un crecimiento promedio de 5,2% anual. Así, se estima que el porcentaje de energía renovable en la matriz energética brasileña aumentará, llegando al 49% en 2034”, detalla el documento.

Durante el período proyectado, la diversificación de la matriz eléctrica se profundizará. Si bien disminuirá la participación hidroeléctrica, esta será compensada por el crecimiento de fuentes como la solar y la eólica, repartidas de la siguiente manera:

• 13147 MW fotovoltaicos
• 6.479 MW de grandes hidroeléctricas (mayormente por la modernización de proyectos existentes)
• 3.287 MW de pequeñas centrales hidráulicas
• 2.272 MW en termoeléctricas renovables, 15.504 MW en eólicas, 13.147 MW en solares 

Mientras que la micro y mini generación distribuida (MMGD) superaría los 59 GW de capacidad instalada hacia 2034 (actualmente suma 37,2 GW) repartida en más de cuatro millones de sistemas instalados, y que contribuirá con cerca del 9% de la carga nacional. 

“La participación de fuentes ERNC en la autoproducción y generación distribuida aumentará del 16% al 21%, lo que significa que la capacidad instalada de generación eléctrica de Brasil tendrá un nivel de renovabilidad del 85% en 2034”, manifiesta el PDE 2034. 

El plan también prevé la incorporación de 800 MW de capacidad de almacenamiento, aunque reconoce que su desarrollo está limitado por la falta de una regulación clara en torno al modelo de remuneración. 

En ese sentido, el gobierno advirtió que “las baterías todavía tienen baja viabilidad económica en el horizonte de diez años debido al alto costo de los equipos, la elevada carga fiscal y señales de precio débiles para el consumidor final”. 

No obstante, el documento elaborado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil no tiene en cuenta la primera subasta de baterías del país, denominada “LRCAP Almacenamiento”, que se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año.

Y si bien se desconocen los pormenores de la convocatoria, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable, las reglas para el otorgamiento de licencias, o bien la cantidad de capacidad a subastar, la intención sería contratar entre 1 y 2 GW en sistemas de baterías, números cercanos a lo estimado por el sector energético del país. 

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