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Santiago será la sede de la cuarta edición del Future Energy Summit en Chile, evento que además marcará el cierre de la gira 2025 del foro regional más relevante del sector. La cita será los días 26 y 27 de noviembre y reunirá a las empresas más importantes del ecosistema energético, así como a funcionarios de alto nivel, representantes de asociaciones clave y referentes institucionales del país.

En esta nueva edición, destaca la participación de Luis Felipe Ramos Barrera, subsecretario de Energía de Chile. Desde su llegada al Ministerio ha trabajado activamente en reformas regulatorias clave y en el despliegue normativo que busca acelerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento al sistema eléctrico.

También estará presente Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), quien hoy lidera hoy uno de los gremios más influyentes del país, representando a más de 150 empresas del panorama renovable, y quien recientemente puso el foco en los desafíos y oportunidades para la electrificación en Chile. 

Desde el ámbito de la comunicación estratégica participará Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Pólux Comunicaciones, periodista con amplia trayectoria en comunicación corporativa, stakeholder engagement y estrategia reputacional para empresas del sector. 

Las entradas para FES Chile 2025 ya están disponibles a través del siguiente enlace:

👉 https://live.eventtia.com/es/fes-chile

FES Chile también contará con la visión legal de Daniela González, socia directora de Domo Legal, abogada especializada en energía y medio ambiente. Es reconocida por su participación activa en procesos regulatorios y permisos ambientales para proyectos de energías renovables, almacenamiento y transmisión. 

Desde el mundo técnico-institucional, se suma Katherine Hoelck, presidenta del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE) Chile, ingeniera eléctrica con más de 15 años de experiencia en planificación, regulación y operación en proyectos de generación, transmisión y distribución

Por parte del sector privado internacional dirá presente Marta Alonso Pelegrin, gerente general Sudamérica de GES (Global Energy Services), empresa que ha consolidado su presencia en Sudamérica y que recientemente se adjudicó la construcción del mayor complejo híbrido renovable de Latinoamérica de casi 700 MW. 

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Además, uno de los focos del evento estará puesto en el análisis político y regulatorio de largo plazo. Por ello, FES Chile contará con la participación de tres ex ministros de Energía:

• Claudio Huepe, economista y actual académico de la Universidad Diego Portales, tuvo un rol central en la promoción de normativas para energías limpias durante su paso por el gobierno (ocupo la titularidad de la cartera energética entre marzo y septiembre del 2022)
• Juan Carlos Jobet, actual decano de la Escuela de Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez, fue ministro de Energía entre 2019 y 2022, e impulsó durante su gestión la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.
• Andrés Rebolledo, actual secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), tiene vasta experiencia en relaciones internacionales y lideración de procesos de integración energética regional y la diversificación de la matriz energética chilena tras ocupar el cargo de ministro de Energía entre 2016 y 2018. 

#NosVemosenFES: ¿Cómo fue el día que Rebolledo se enteró que sería ministro de Energía de Chile?

Con más de 400 participantes esperados, el encuentro se consolida como el evento más importante de Hispanoamérica en materia de energías renovables, combinando espacios de debate de alto nivel con instancias de networking donde ejecutivos, asociaciones y funcionarios avanzan en acuerdos que impulsan la transición energética en la región.

Un mercado en transformación: desafíos estratégicos en la antesala de FES Chile

Chile mantiene su posición de liderazgo en América Latina, con un sistema eléctrico donde cerca del 70% de los 36 GW de capacidad instalada proviene de fuentes renovables. No obstante, el país enfrenta desafíos decisivos para consolidar su matriz limpia y resiliente.

Entre los temas que concentran la atención del sector se encuentra el auge de sistemas de almacenamiento energético: actualmente, existen más de 14 GW en proyectos BESS en calificación. 

A esto se suman los avances en permisos sectoriales, la licitación de suministro 2025/01 por 1680 GWh, cuya adjudicación está prevista para octubre, y la convocatoria excepcional para el suministro de clientes regulados en 2026, ya en marcha.

El contexto político también será determinante, con elecciones presidenciales previstas para noviembre, un factor que coincide con la realización de FES Chile. Mientras que a nivel legislativo, se mantienen abiertos debates clave sobre la expansión de subsidios eléctricos, nuevas metas de ERNC, la hoja de ruta de descarbonización hacia 2035 y el marco normativo para el despliegue del hidrógeno verde. Todo esto acompañado por la tramitación de reglamentos que incidirán directamente en la operación del sistema eléctrico nacional.

En ese marco, la cuarta edición de FES Chile se perfila como una instancia clave para abordar estos desafíos con una mirada técnica, multisectorial y orientada a la acción.

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Panamá lanza una licitación clave para el sector eléctrico, la primera a largo plazo en más de diez años y exclusiva para fuentes renovables. El proceso busca adjudicar contratos de suministro por 20 años a partir de enero de 2029, orientado a la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, con posibilidad de incorporar almacenamiento con baterías.

Federico Fernández Dupouy, managing director de OTEPI y profesor en el IESA, sostuvo que el diseño de esta licitación podría generar precios altamente competitivos. “Probablemente termine siendo más bajo, ojalá que sea algo por energía en seis o siete centavos por kilovatio hora”, manifestó, en referencia a las expectativas actuales del mercado.

La licitación representa una apuesta a futuro, con proyectos que aún no han sido construidos. “Es para empezar dentro de muchos años y es de hidroeléctricas y eólicas que van a construirse, o sea que es una apuesta a qué pasa cuando esto tenga que arrancar por allá por el año 2029”, explicó Fernández Dupouy. A su juicio, ese horizonte temporal puede alentar precios bajos, pero también introduce incertidumbres sobre la demanda y las condiciones del sistema eléctrico.

La referencia más cercana es la licitación de 2023, en la que se presentaron decenas de ofertas para distintas tecnologías. En aquel proceso, los precios se movieron entre 6 y 14 centavos por kWh.

Uno de los factores más celebrados de la licitación actual es la duración del contrato. “Los contratos a 20 años son el sueño de cualquier desarrollador para pegarse a la red”, afirmó el managing director de OTEPI y profesor en el IESA, quien comparó estas condiciones con mercados internacionales donde ya se observan plazos más cortos, incluso de 10 o 15 años.

Según el ejecutivo, esta podría ser la última oportunidad con condiciones tan atractivas: “Ya empezaron a pasar el mensaje de que 20 años es ahorita pero quizás más nunca”.

La estructura financiera parece bien encaminada. “Yo sí creo que hay mucho apetito de bancos locales”, indicó. Además, destacó el interés de fondos internacionales, bancos de segundo piso y capital privado: “Hay capitales internacionales muy pendientes y… también hay gente privada con ganas de hacerlo”. En su visión, esta combinación de actores podría garantizar un financiamiento sólido y diverso para los proyectos ganadores.

Desde el punto de vista técnico, Fernández Dupouy advirtió que la licitación debe evitar replicar errores del pasado. Entre sus recomendaciones estuvo permitir bloques horarios que favorezcan la participación de tecnologías variables como la solar y la eólica. “Bloques horarios facilitarían la competencia de las renovables variables”, subrayó, remarcando la necesidad de no exigir firmeza de potencia en horarios donde esas fuentes no pueden operar.

Sobre el uso de precios máximos, sugirió precaución. “Poner un precio máximo es interesante solo como referencia, pero el precio virtual que usamos la otra vez fue demasiado bajo”, criticó. Para él, la clave estará en asegurar normas claras, múltiples competidores y condiciones técnicas bien definidas: “Empezamos bien con este esquema de que cada año ya por lo menos en los próximos tres o cuatro años se propone algo”.

Según el cronograma oficial, esta será la primera de cinco licitaciones que, entre 2025 y 2027, sumarán más de 1.420 MWEq y 1.335 MW en potencia. A futuro, se incluirán también reconversiones térmicas, centrales solares nuevas y proyectos abiertos a todas las tecnologías. La licitación de octubre de 2025, sin embargo, será la única con contratos de 20 años y enfocada exclusivamente en nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas.

Con este esquema, Panamá busca atraer inversiones y avanzar en la descarbonización del sistema. “Yo sí tengo confianza en que la suma de los de afuera y los de adentro dará decenas de ofertas en cada una de las licitaciones programadas”, concluyó Fernández Dupouy.

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La licitación de 1500 MW con almacenamiento convocada por el gobierno de Honduras podría representar un hito para el sector eléctrico. Sin embargo, desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) advirtieron que algunas condiciones contractuales y regulatorias ponen en riesgo la bancabilidad de los proyectos y podrían traducirse en precios más altos para los consumidores.

Uno de los aspectos más cuestionados por el sector privado es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de apenas 15 años. “Con un esquema BOT de apenas 15 años, el kWh tiende a encarecerse porque la inversión debe recuperarse en un horizonte muy corto. Eso concentra la amortización y aumenta el costo financiero”, manifestó el presidente de AHER, Eduardo Bennaton.

El ejecutivo remarcó que ni la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ni la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han publicado estimaciones oficiales sobre precios. Pero aclaró que, si se adoptaran plazos más largos y coherentes con la vida útil de las tecnologías renovables, “los precios podrían ser más bajos y sostenibles en el tiempo”.

La viabilidad financiera de los proyectos dependerá en gran medida de ajustes en tres áreas clave. En primer lugar, plazos contractuales y asignación de riesgos coherentes con activos de larga duración.

En segundo lugar, la seguridad de que la infraestructura de transmisión estará lista y disponible para la interconexión.

Finalmente, la existencia de reglas claras y simétricas en los mecanismos de indexación. “Si estos elementos se corrigen, existe espacio para financiamiento privado y también multilateral, de organismos como BCIE, BID o IFC. Si no se corrigen, el costo financiero sube y se traduce en un kWh más caro”, advirtió Bennaton.

A pesar de los desafíos, desde AHER reconocieron ciertas mejoras con respecto a procesos anteriores. Una de ellas es la implementación de la subasta inversa, que incrementa la competencia entre oferentes. Otra es el reconocimiento del almacenamiento como herramienta para aportar firmeza a las fuentes renovables variables. Sin embargo, el dirigente señaló que las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.

“El plazo BOT de 15 años sigue siendo inadecuado para proyectos de vida útil de 30 a 60 años, lo que eleva el costo nivelado de la energía”, sostuvo.

También alertó sobre la persistencia de riesgos estructurales, como la falta de garantías en la transmisión y una asimetría regulatoria que continúa favoreciendo a las térmicas. Aseguró que estas son “correcciones puntuales y técnicas, no ideológicas, y al ajustarlas se reduciría el costo al consumidor”.

Desde la Asociación propusieron cuatro ajustes regulatorios concretos que consideran indispensables para atraer inversión a gran escala en energías renovables: contratos con plazos superiores a 20 o 25 años, alineados con la vida útil de las tecnologías; un plan de transmisión con hitos claros y responsables definidos; reglas de indexación equilibradas entre todas las tecnologías; y estabilidad regulatoria con estricto cumplimiento de cronogramas. “Estos cambios reducen el riesgo, mejoran el acceso a financiamiento y hacen posible bajar el precio final de la energía”, señaló Bennaton.

En términos técnicos, el desafío de integrar grandes volúmenes de energías renovables con sistemas de almacenamiento no radica solo en la generación. El verdadero reto está en garantizar potencia firme y una red adecuada para la operación confiable del sistema. “Es necesario dimensionar el almacenamiento de acuerdo a las horas críticas del sistema, establecer reglas claras para servicios complementarios como reservas y rampas, y ejecutar a tiempo las obras de transmisión en los nodos clave”, planteó el presidente de AHER.

Para Bennaton, si estas tres piezas se alinean correctamente, “la integración de renovables con almacenamiento es viable técnica y económicamente para el país”.

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Llega una nueva edición del ciclo de streaming #NosVemosenFES, organizado por Future Energy Summit (FES), que busca abrir el diálogo con personalidades estratégicas del sector de energías renovables en Latinoamérica.

Este miércoles 10 de septiembre, a las 11 hs Perú) / 13 hs Argentina, el protagonista será Brendan Oviedo, abogado líder en materia de energías renovables y ex-presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR). 

Con una trayectoria destacada en el desarrollo regulatorio y en la estructuración legal de proyectos en América Latina, Oviedo compartirá su visión sobre los factores críticos que podrían destrabar las inversiones en el sector renovable, especialmente en mercados como el peruano, donde la potencia instalada podría casi triplicarse hacia 2030, alcanzando los 4,5 GW sumando la capacidad actualmente en operación (1.755,5 MW).

La participación de Brendan Oviedo se centrará en analizar los desafíos estructurales que enfrenta la transición energética en Perú y en América Latina, con foco en tres ejes clave: la política energética, la regulación pendiente y las condiciones para financiar y desarrollar proyectos renovables. 

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A partir de su experiencia como referente técnico y legal, abordará cuáles son las señales que el mercado espera para avanzar con inversiones de largo plazo, y qué medidas podrían catalizar un mayor dinamismo en el despliegue de tecnologías limpias.

El streaming también propondrá un recorrido por la trayectoria de Oviedo como impulsor de políticas públicas orientadas al crecimiento del sector, tanto desde el ámbito privado como desde su rol institucional en la SPR. 

Su mirada, reconocida por su precisión jurídica y enfoque regional, permitirá comprender cómo se posiciona Perú frente a la aceleración global de las renovables, considerando el momento clave que atraviesa el país tras la reciente aprobación de la Ley 32249 (a la espera de la reglamentación correspondiente), que habilita contratos privados sin respaldo de potencia y permite nuevas licitaciones y esquemas competitivos de almacenamiento de energía, con contratos a largo plazo y mayor flexibilidad para atraer inversiones

Además, Perú ha asumido compromisos internacionales para reducir emisiones y aumentar la participación de renovables en su matriz, lo que requerirá una coordinación efectiva entre entidades públicas y privadas. A la par, más del 6% de la población peruana aún no tiene acceso a electricidad, lo que pone presión sobre la gestión para acelerar proyectos de electrificación rural, especialmente en regiones amazónicas.

Por lo que FES, a través de este ciclo de streaming ofrece un espacio estratégico para analizar los próximos pasos de las ERNC y sistemas BESS, en este caso con foco en la transición energética de Perú junto a Brendan Oviedo. 

La transmisión se realizará en vivo por el canal de YouTube de Future Energy Summit. Durante el evento, los asistentes podrán participar activamente mediante el chat, dejando preguntas y comentarios que se integrarán a la conversación. 

¡No se pierda la transmisión gratuita de #NosVemosenFES, sea parte de la conversación y únase a la mayor red de
networking del sector!

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El mercado solar colombiano atraviesa un momento particular. María Alejandra Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, lo define como “extraño” debido a sus múltiples facetas, pero destaca que mantiene una senda de crecimiento. La compañía ya registra 45 MW en ventas y proyecta cerrar el 2025 con entre 400 y 500 MW.

En diálogo con Energía Estratégica, la ejecutiva explica que el impulso proviene del segmento de generación distribuida, donde esperan un crecimiento de entre 30% y 40% este año, apalancado principalmente por granjas de 1 MW, autoconsumo y techos solares.

Aunque los proyectos utility-scale han perdido dinamismo, el país ya suma 3 GW de capacidad renovable conectada, con fuerte presencia solar. Empresas locales como ERCO y EPM mantienen inversiones en megaproyectos, lo que sugiere un desarrollo más pausado pero constante hacia 2030.

La estrategia de JA Solar en Colombia combina soluciones de alta potencia para grandes proyectos con módulos más pequeños para autoconsumo. Para los proyectos utility scale, la empresa ofrece módulos de 710-720W con tecnología TopCOM, mientras que para autoconsumo y generación distribuida presenta módulos de 620-625W, también con tecnología TopCOM.

La compañía busca diferenciarse a través de un sólido servicio técnico y acompañamiento comercial. “Nuestra inversión en preventa y postventa es clave, porque queremos construir confianza y solidez a largo plazo para nuestros clientes”, resalta Urrea.

La apuesta de la compañía va más allá del portafolio actual con el desarrollo de nuevas celdas fotovoltaicas: “Estamos probando la tecnología de perosquita, que busca mejorar la eficiencia hasta un 34,5%, frente al 26,3% de la TopCOM. La producción masiva está prevista para 2027 o 2028”.

Estas pruebas se realizan en diversas condiciones ambientales para asegurar su aplicabilidad global, incluyendo a Colombia, donde la compañía visualiza un futuro promisorio para esta tecnología.

Mirada regional

La ejecutiva también observa la dinámica en otros países de la región. “Perú ha cerrado casi 500 MW en proyectos solares, lo que indica un verdadero boom. Chile también ha visto grandes acuerdos y se ha convertido en un mercado interesante, a pesar de su decrecimiento reciente”, señala Urrea.

Asimismo, identifica a Guatemala como un mercado clave, con fuerte crecimiento en generación distribuida y utility-scale. En contraste, menciona que “República Dominicana está en pausa, porque el gobierno no ha liberado los PPA”.

Con esta visión, JA Solar refuerza su estrategia en Colombia y América Latina, apostando a soluciones tecnológicas avanzadas y a un acompañamiento cercano para consolidar su presencia en el sector solar.

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En línea con su compromiso de sostenibilidad y gestión ambiental, PCR anunció la publicación de las primeras Declaraciones Ambientales de Producto (EPD, por sus siglas en inglés) verificadas internacionalmente para dos de sus parques eólicos: Mataco San Jorge (Provincia de Buenos Aires) y Parque Eólico del Bicentenario (Santa Cruz). Con este hito, la compañía se convierte en la primera del sector renovables argentino en obtener EPDs de energía eólica, consolidándose como referente nacional en transparencia ambiental.

Las EPDs, elaboradas por la empresa Genergy, verificadas por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) y publicadas en el International EPD System, son documentos técnicos auditados que registran de forma clara y comparable el impacto ambiental de un producto a lo largo de todo su ciclo de vida, siguiendo la normativa internacional ISO 14.025. En este caso, el estudio permitió medir el impacto ambiental asociado a la generación de un megavatio-hora (MWh) de energía en cada parque durante sus 20 años de vida útil.

Este avance no solo refuerza el compromiso de PCR con la sostenibilidad, sino que también ofrece beneficios concretos a sus clientes industriales, quienes podrán:

• Conocer con precisión la huella ambiental del consumo eléctrico utilizado en sus procesos productivos.
• Cumplir con requisitos internacionales como el Mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera (CBAM) de la Unión Europea.
• Reducir aranceles en mercados de destino al demostrar un menor impacto ambiental en sus productos.

“Este hito nos permite posicionarnos favorablemente dando una solución a nuestros clientes para poder certificar ambientalmente sus procesos industriales al contar con un abastecimiento energético limpio a través de PCR que está medido y validado internacionalmente y así avanzar con sus propios compromisos de descarbonización”, señaló Lucas Mendez Tronge, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de PCR.

Por su parte, Joaquín Suarez Irigoyen, representante de Genergy, destacó: “Medimos el impacto ambiental asociado a la generación de energía a lo largo de toda la vida útil de cada parque. Este atributo diferencial permitiría a los clientes de PCR reducir costos al cumplir con exigencias de exportación y mejorar la competitividad de sus productos en mercados internacionales”.

El sistema desarrollado por Genergy permite gestionar en tiempo real el desempeño ambiental de una línea de producción, incluyendo las emisiones de gases de efecto invernadero y registrar la información en blockchain para brindar trazabilidad sobre el consumo de energía renovable en procesos productivos, identificando incluso los lotes con mayor porcentaje de energía limpia en su matriz.

Con esta iniciativa, PCR reafirma su liderazgo en energías renovables, se posiciona como una solución ambiental para sus clientes industriales y da un paso concreto hacia un modelo energético más sostenible, competitivo y alineado con las tendencias globales en criterios ESG y los compromisos de NetZero a nivel país de cada actividad industrial.

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Hace dos semanas el Gobierno Federal de México, a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), confirmó la construcción de dos plantas termosolares con almacenamiento en Baja California Sur que sumarán 100 megawatts (MW) de capacidad instalada. La decisión fue celebrada por Jaqueline Valenzuela, directora ejecutiva del Centro de Energía Renovable y Calidad Ambiental (CERCA) del estado, quien subrayó que “es muy importante que se empiece a hablar de proyectos de energía renovable y no solo de proyectos de combustibles fósiles”.

Valenzuela destacó que hasta ahora las iniciativas anunciadas para el estado habían estado ligadas al gas y al diésel, pero que el viraje de la administración de Claudia Sheinbaum hacia energías limpias constituye una “señal clara de transición”.

La especialista explicó que el anuncio es significativo porque Baja California Sur funciona como una isla energética: sus sistemas no están conectados entre sí ni con el Sistema Eléctrico Nacional. “Eso nos pone en una situación de vulnerabilidad energética”, señaló, y recordó que la infraestructura actual data de 1979. “Es urgente sustituir estas unidades que a la fecha operan prácticamente después de 50 años”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

Por ello, consideró que el estado podía convertirse en modelo nacional: “Este anuncio es positivo para que Baja California Sur sea un laboratorio de energías renovables, de tecnologías innovadoras que posteriormente puedan trasladarse al Sistema Interconectado Nacional de México”, afirmó.

Desde el estado señalan que la ubicación de las nuevas centrales debería responder a criterios técnicos. En ese sentido, Valenzuela consideró que “si estaríamos hablando en términos de probar la tecnología, el lugar idóneo sería el sistema Mulegé, porque el impacto para la poca población de ese municipio sería manejable”. Posteriormente, la segunda central podría integrarse al sistema de Baja California Sur, que es más grande pero sigue siendo marginal respecto al consumo nacional.

Actualmente, solo el 11% de la matriz eléctrica de Baja California Sur proviene de renovables, principalmente de proyectos privados que suman unos 350 MW. No obstante, Valenzuela afirmó que se podría triplicar la capacidad instalada actual y llegar a los 1.200 megawatts que necesita el sistema del estado.

Entre los principales retos para consolidar la transición, Valenzuela destacó el almacenamiento y la sustitución de las centrales fósiles obsoletas. Explicó que hasta ahora México había avanzado con proyectos renovables intermitentes, pero sin resolver cómo respaldarlos en horas sin sol o viento. “Con esta tecnología en particular estábamos explorando algo que no se había hecho en México, que son los sistemas de almacenamiento necesarios para que la tecnología renovable crezca a la par de los combustibles fósiles”, puntualizó. La ejecutiva subrayó que la termosolar con sales fundidas permitirá garantizar energía firme por 8 horas continuas, lo que representa un cambio estructural frente a la dependencia del gas y el diésel. El subsecretario de Planeación de la Secretaría de Energía, Jorge Islas Samperio, remarcó que la elección de esta tecnología se debió justamente a su capacidad firme, un factor diferencial frente a otras renovables intermitentes.

Valenzuela también resaltó la necesidad de marcos regulatorios claros. Desde CERCA trabajan junto al Congreso estatal en una Ley de Fomento a las Energías Renovables, que busca armonizar tres esquemas regulatorios distintos vigentes en México desde 2013. “Creemos que Baja California Sur también puede tener este liderazgo en tener una primera ley que haga una armonización de los tres diferentes esquemas de regulación que operan al día de hoy”, señaló.

Por otro lado, Valenzuela analizó la reciente ampliación del esquema regulatorio de generación distribuida, que elevó el límite de 0,5 MW a 0,7 MW, y reclamó que este cambio no quedara restringido a proyectos comerciales. “Lo que estamos pidiendo es que, a partir de la ampliación del límite, se dé prioridad a los consumos domésticos y sociales. Y así estaríamos hablando por primera vez en México de democratización de la energía”, sostuvo.

Finalmente, insistió en que la sustitución de unidades fósiles es un reclamo ciudadano: “Tenemos unidades que funcionan en las peores condiciones ambientales y que ya es una demanda ciudadana la sustitución de estas unidades”.

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 Desde 2023, Celsia, en su rol de gestor de activos, está consolidando un fondo de inversión en Perú con un capital de USD 300 millones, de los cuales aportará el 20 % del equity. De este fondo nace la compañía CELARIS ENERGY que ha entrado al mercado peruano con una propuesta diferencial para la generación y comercialización de energía 100% renovable no convencional, con tecnologías limpias —eólica y solar— especialmente diseñadas para atender el mercado de clientes industriales que buscan servicios energéticos eficientes, sostenibles y competitivos.

De acuerdo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, “llegar al Perú con CELARIS ENERGY es una oportunidad para la compañía de ampliar su huella geográfica de manera estratégica. Hemos encontrado que Perú es un país con condiciones favorables para la inversión, estabilidad macroeconómica, recursos naturales atractivos para el desarrollo de proyectos de energía renovables, remuneración en dólares y posibilidades adicionales de crecimiento para desplegar a futuro nuestro portafolio de negocios”.

Por su parte, la CEO de CELARIS ENERGY, María del Pilar Matto, destacó que la propuesta de valor de la empresa se basa en ofrecer un servicio ágil e innovador, adaptado a las necesidades de cada cliente. “Asumimos con determinación el compromiso de impulsar la transición energética del Perú con energía 100% renovable no convencional. Cada paso que damos está guiado por un propósito mayor: mejorar la calidad de vida de las personas, impulsar el desarrollo social y económico de las zonas en donde estamos presentes, y así, construir un futuro más inclusivo y sostenible”, afirmó.

Grandes inversiones para el Perú

El ingreso de CELARIS ENERGY al Perú marca un hito en el impulso de las energías renovables en el país. El fondo propietario de la compañía proyecta una inversión de USD 1200 millones para la implementación de siete centrales de generación eléctrica con tecnología eólica y solar, distribuidas estratégicamente en diversas regiones del territorio nacional. Esta iniciativa permitirá alcanzar una capacidad instalada de 1,2 GW al año 2028.

Asimismo, ya se encuentra en pleno proceso de construcción el parque eólico Caravelí, ubicado en el distrito de Lomas, región Arequipa, el cual entrará en operación durante 2026. Con una potencia instalada de 218 MW, este proyecto permitirá generar más de 600 GWh de energía limpia al año.

Actualmente, las operaciones de la compañía cuentan con el respaldo de la Central Hidroeléctrica Manta, ubicada en el corazón del departamento de Áncash. Con una potencia de 20 MW, esta planta representa una fuente confiable, eficiente y 100% renovable, que se suma a los demás activos para fortalecer una matriz energética más sostenible para el Perú. 

Solidez y respaldo

CELARIS ENERGY nace con el respaldo de Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reconocida por su trayectoria sólida en América Latina y su liderazgo en sostenibilidad, innovación y eficiencia operativa. Con operaciones consolidadas en Colombia, Panamá, Costa Rica, Honduras y Perú, Celsia cuenta con más 2.000 MW de capacidad instalada, de los cuales 18 % provienen de fuentes renovables no convencionales, alrededor de 47.000 km de redes de distribución y una base de más de 1,3 millones de clientes.

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La designación de Rodrigo Rodríguez como nuevo secretario de Energía de Panamá fue recibida con optimismo por distintos actores del sector energético, tanto del ámbito técnico como del privado. Su trayectoria en regulación e integración regional genera confianza respecto de la continuidad de las políticas de transición que el país ha venido construyendo en la última década.

Desde el ámbito académico, Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE), expresó que “la Secretaría Nacional de Energía siempre se ha distinguido por contar con profesionales de alto nivel” y aseguró que “no tengo duda de que el nuevo secretario tiene la experiencia y la disposición para seguir fortaleciendo una de las oficinas técnicas más importantes del país”.

Desde el sector privado, Félix Linares, Project Manager en AG Proyectos y Servicios, valoró también la trayectoria de Rodríguez. “El nuevo secretario es una figura con una amplia trayectoria en integración eléctrica regional y regulación”, afirmó, y añadió que su designación sugiere un enfoque orientado a la estabilidad del sector y a la consolidación de la Agenda de Transición Energética.

Ambos especialistas coincidieron en la importancia de mantener el calendario de licitaciones previsto por la Secretaría Nacional de Energía y la empresa estatal ETESA. “Las señales desde el sector apuntan a darle continuidad para mantener la previsibilidad y la confianza de los inversionistas”, sostuvo Boya. En el mismo sentido, Linares afirmó que “es probable que se mantenga el calendario planificado para 2025, ya que es fundamental para asegurar el suministro eléctrico a largo plazo y mantener el impulso de las inversiones en renovables”.

A pesar del contexto favorable para la inversión y del crecimiento sostenido de la capacidad renovable instalada, el sector energético panameño enfrenta desafíos estructurales que requieren modernización normativa. Para Boya, “el principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”.

Según el investigador, la actual Ley 6 de 1997 limita la incorporación de nuevos actores y tecnologías al sistema. Entre las restricciones identificadas se encuentran la falta de tarifas horarias, la no habilitación de agregadores ni flujos bidireccionales, y las trabas a la participación de prosumidores. “Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una industria 3.0, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advirtió.

Linares coincidió en la necesidad de actualizar el marco regulatorio, especialmente en lo referido a eficiencia energética y generación distribuida. “Se esperaría que el nuevo secretario pueda resolver los cuellos de botella regulatorios que han afectado a la industria, particularmente en la apertura de la figura del prosumidor y nuevos agentes del mercado”, expresó.

Ambos señalaron que una reforma efectiva requerirá también avanzar en la digitalización de la red, mejorar la gestión de la variabilidad renovable y preparar el sistema para una mayor flexibilidad operativa. Boya advirtió que “la baja digitalización de la red dificulta implementar demanda flexible y gestionar la variabilidad de la solar, lo que aumenta riesgos de curtailment y sobrecargas”.

Las primeras señales institucionales van en línea con esas expectativas. Según Boya, el nuevo secretario ya ha manifestado su compromiso con la inversión, la electrificación de más de 80.000 hogares, la modernización del Plan Energético Nacional y la conexión Panamá–Colombia. “Esto envía una señal clara de continuidad y confianza”, concluyó.

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La nueva licitación de largo plazo PEG-5 en Guatemala se prepara para sostener la tendencia decreciente en los precios monómicos promedio adjudicados en el mercado eléctrico, lo que refuerza el atractivo del país para desarrolladores e inversores.

Desde el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), su director ejecutivo Víctor Asturias proyecta que, considerando los factores actuales, el rango razonable de precios para esta ronda se ubique entre 70 y 85 dólares por MWh. }

“En PEG-1 a PEG-4 los precios bajaron de alrededor de 117,5 a 79,2 USD/MWh, una reducción cercana al 32%. PEG-5 debería sostener esta tendencia si hay suficiente competencia”, manifestó el directivo en diálogo con Energía Estratégica.

El mecanismo de adjudicación seguirá siendo una subasta inversa, con un precio tope establecido por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y ofertas que deben situarse por debajo de ese umbral. En el caso de PEG-4, el proceso arrancó en 167 USD/MWh y, tras 37 rondas, cerró en 79 USD/MWh.

La perspectiva de precios más competitivos se apoya, además, en la continuidad de ciertas condiciones macroeconómicas, como tasas de interés, tipo de cambio, inflación y costos de capital.

¿Cuáles fueron las claves para atraer inversión?

Para asegurar la participación de actores sólidos y financiamiento competitivo, la bancabilidad del proceso es un factor crítico. “Fue clave garantizar certeza jurídica y regulatoria, un PPA bancable y la solvencia del comprador”, remarcó Asturias. Estos elementos permiten estructurar financiamiento de largo plazo bajo condiciones favorables.

En esa línea, el ejecutivo destacó que el contrato “tuvo un plazo típico de 15 a 20 años, indexación adecuada, garantías de pago y cláusulas claras de solución de disputas”. También señaló que la liquidez de las distribuidoras y la disponibilidad de transmisión en el nodo de conexión fueron aspectos técnicos que incidieron directamente en la viabilidad del proyecto.

El financiamiento previsto será mayoritariamente privado y comercial, mediante bancos locales e internacionales, fondos de infraestructura y equity propio del desarrollador. No obstante, “en tecnologías estratégicas y renovables, actores como BID, IFC o BCIE tuvieron un rol importante con préstamos y garantías”, precisó Asturias. Además, se considera relevante el apoyo público indirecto, a través de incentivos fiscales, mejoras en permisos y expansiones de transmisión que faciliten la evacuación de energía.

El proceso PEG-5 incorpora varias lecciones aprendidas de rondas anteriores. Entre ellas, se destacan precios más competitivos que continúan la baja estructural observada, mayor diversidad tecnológica con creciente participación de fuentes solares y eólicas, opciones híbridas con almacenamiento en baterías (BESS), e incorporación de criterios ambientales que limitan los factores de emisión al umbral del gas natural. “Un diseño técnico-legal más robusto, con cronogramas definidos y tipologías contractuales claras, mejoró además la bancabilidad”, subrayó el ejecutivo del CIE.

Sin embargo, persisten condiciones por mejorar para optimizar los resultados. Una de ellas es la transmisión insuficiente en ciertos corredores. Si bien el Plan de Expansión del Transporte (PET) está en ejecución, se requieren obras adicionales para evitar cuellos de botella.

También se identifican desafíos en materia de certidumbre operativa e institucional. Asturias señaló la necesidad de “ventanillas únicas, plazos perentorios y disciplina institucional para reducir demoras y litigios”. A esto se suma la estandarización de contratos PPA: “Se requirió mayor uniformidad en cláusulas críticas, ajustes automáticos y garantías” para atraer deuda de largo plazo en mejores términos.

La gestión post-adjudicación es otro foco de atención. “Fue necesario asegurar la ejecución efectiva de los proyectos, facilitar la sustitución ágil de aquellos que no avanzaron y evaluar la solvencia y experiencia de los oferentes”, puntualizó.

Respecto a nuevas tecnologías, el ejecutivo indicó que si bien el diseño de PEG-5 es tecnológicamente abierto, la incorporación de GNL aún enfrenta desafíos. “Su viabilidad requirió soluciones integrales de suministro como FSRU y coordinación con planes de red”, señaló, y advirtió que la infraestructura actual es limitada.

Con estos elementos, la licitación PEG-5 representa una oportunidad estratégica para continuar posicionando a Guatemala como un mercado competitivo y estable en generación eléctrica. “Si se mantuvo la competencia y se consolidaron las mejoras normativas, PEG-5 marcó un nuevo hito en eficiencia y diversificación tecnológica para el país”, concluyó Víctor Asturias.

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Coral Energía fue una de las principales ganadoras de la licitación de baterías AlmaGBA de Argentina, adjudicándose dos proyectos de almacenamiento por un total de 100 MW de capacidad.

Marcelo Álvarez, director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía, conversó con Energía Estratégica sobre lo que implica esta asignación y cuáles son los próximos pasos de los proyectos “BESS Parque” y “BESS Pilar”, cada uno de 50 MW de potencia y conectados a las redes de Edenor, adjudicados a USD 11.461 MWmes y USD 11.979 MWmes, respectivamente.

“El mercado renovable demandará almacenamiento para altas penetraciones más temprano que tarde, y desde Coral Energía queríamos estar en la primera etapa de la curva de aprendizaje del storage de Argentina”, manifestó.

La decisión de participar en AlmaGBA responde a una estrategia clara de posicionamiento en tecnologías que, según la compañía, resultarán críticas para la próxima etapa del sistema energético nacional. En este marco, Coral Energía ejecutó un trabajo detallado de ingeniería y análisis territorial para definir su propuesta. 

El análisis técnico contempló, entre otros factores, la relación entre voltaje de conexión y escala del proyecto. En varios nodos, conectarse en 132 kV implicaba costos elevados, por lo que la compañía optó por ubicar sus proyectos en zonas donde fuera posible conectarse en 33 kV, logrando una reducción sensible del costo de acceso a red. 

“Hicimos un trabajo de ingeniería para elegir bien los nodos, los tamaños de los proyectos y la atención de trabajo. Con esa estrategia de proyectos de 50 MW en nodos estratégicos, conseguimos un precio competitivo y por suerte fuimos adjudicados en dos de los tres sistemas BESS presentados”, explicó. 

A través de esta adjudicación, Coral Energía no solo suma capacidad instalada, sino que da el primer paso hacia una operación híbrida, integrando generación renovable y almacenamiento, a fin de transitar la curva de aprendizaje para llevar adelante el pipeline previsto, integrado por parques de generación renovable (principalmente fotovoltaica) con storage, y ser remunerados por ambas tecnologías en la nueva contractualización del mercado.

En este punto, el ejecutivo consideró clave que se definan los marcos normativos que permitirán gestionar económicamente las centrales híbridas. “Es importante que se pongan los términos de referencia sobre cómo se gestionarán las centrales híbridas”, remarcó.

Respecto a los sistemas BESS, la empresa mantiene conversaciones con múltiples proveedores. No obstante, la decisión final no será puramente técnica, sino que dependerá del maridaje tecnológico-financiamiento. 

En esa línea, el ejecutivo señaló que el pliego de AlmaGBA fue exigente en materia de cumplimiento técnico, estableciendo fuertes penalidades ante desvíos operativos. Por este motivo, la empresa evaluará sus opciones a partir de tres criterios centrales: eficiencia tecnológica, mitigación de riesgos y precio/financiamiento asociado.

“Además, el horizonte es que estén operativos a mediados de 2027, pero si se puede antes mejor ya que la remuneración es mejor cuanto más rápido se hace el proyecto”, subrayó Álvarez sobre la fecha de habilitación comercial prevista. 

 Visión de mercado: transformación del MATER, redes de distribución y minería

El sector eléctrico argentino se encuentra en una etapa de redefinición estructural, tanto en su organización contractual como en los esquemas de remuneración. En este escenario, la licitación AlmaGBA representa solo un primer paso. 

En el corto y mediano plazo, el ejecutivo anticipa que los movimientos más dinámicos del mercado renovable se concentrarán en proyectos de mediana escala, particularmente en redes de distribución, “residual al MATER”, que se va a transformar en un único Mercado a Término (MAT) donde las ERNC competirán en igualdad de condiciones con centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares

En paralelo, el director de Estrategia y Relaciones Institucionales de Coral Energía identificó un nicho estratégico en el abastecimiento energético del sector minero, tanto en esquemas on-grid como off-grid, y con especial énfasis en centrales híbridas. Por lo que la compañía ya está enfocada en desarrollar ese tipo de soluciones, con lógica de inversión más ágil y descentralizada.

“No podemos depender del éxito de las licitaciones de inversión privada o de la extensión de las líneas, porque tardarán al menos cuatro años en hacerse realidad”, advirtió. 

En ese marco, Coral Energía impulsa un modelo de parques solares de mediana escala conectados a redes de distribución, donde se priorice no solo el costo de generación, sino también la calidad del servicio. 

“Tendremos dos componentes, el precio del kilovatio hora que desplaza a uno que es más caro, pero al mismo tiempo tenemos la oportunidad de mejorar la calidad de servicio”, concluyó Álvarez.

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Panamá ha logrado consolidar una de las matrices energéticas más limpias de la región, con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal. La base sigue siendo la hidroelectricidad, pero en la última década las tecnologías solar y eólica han ganado un espacio clave dentro del sistema, pasando de representar menos del 5 % a más del 15 % de la generación nacional.

“Hasta 2024, Panamá mantiene una matriz eléctrica con más del 80 % de generación renovable en años de hidrología normal”, detalló Carlos Boya, Scientific Researcher en el Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE). Este avance, subraya, se logró gracias al crecimiento sostenido de nuevas fuentes limpias, entre las que destaca la energía solar y la eólica.

La capacidad instalada de energía eólica ya supera los 500 MW, concentrada principalmente en provincias como Coclé y Penonomé. Por su parte, la energía solar fotovoltaica ronda los 600 MW, y se ha extendido de manera descentralizada por todo el país, tanto a gran escala como en proyectos de generación distribuida.

Entre las tecnologías con mayor potencial de crecimiento, Boya destaca a la solar como la fuente más dinámica y con proyecciones sólidas. “La solar es la que registra el crecimiento más acelerado y continuará liderando la expansión renovable”, aseguró. En 2024, ya se superaron los 700 MW instalados, cifra impulsada por condiciones competitivas, disponibilidad de recurso y rapidez en la instalación de proyectos.

Aunque aún hay potencial hidroeléctrico —en cuencas subutilizadas como las de Bocas del Toro— y espacio para expandir la eólica en regiones como Veraguas, la solar se perfila como la tecnología central de la transición energética panameña.

El freno estructural: un marco regulatorio desactualizado

Pese al avance, el crecimiento renovable enfrenta un límite claro: el marco normativo. “El principal obstáculo para la expansión de las renovables y el desarrollo de un mercado energético más dinámico y democrático en Panamá es el marco regulatorio”, sostuvo Boya. A su entender, los desafíos financieros y técnicos solo pueden resolverse una vez que se modernice la base legal que rige al sector.

La Ley 6 de 1997, aún vigente, establece un mercado rígido que no permite tarifas horarias, participación de agregadores ni flujos bidireccionales. Esto limita seriamente el desarrollo de proyectos de almacenamiento, generación distribuida y la figura del prosumidor, elementos que son centrales en sistemas eléctricos modernos.

Además, Panamá enfrenta una brecha técnica considerable: la baja digitalización de su red eléctrica. Esto impide aplicar estrategias de demanda flexible, aumenta los riesgos de sobrecargas y hace más difícil gestionar la variabilidad de las energías renovables, en especial la solar.

“Si no avanzamos hacia una modernización profunda, corremos el riesgo de quedarnos en una ‘industria 3.0’ energética, mientras el mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, advierte Boya. Este rezago podría tener consecuencias directas sobre la competitividad del país y su capacidad para atraer inversiones de alto valor agregado, como la industria de semiconductores.

A pesar del progreso logrado, la advertencia es clara: sin una reforma integral del marco regulatorio y sin inversión en digitalización, Panamá podría comprometer su liderazgo en energías limpias. “El mundo ya avanza hacia la industria 5.0”, concluye el investigador, marcando la urgencia de adaptar el sistema energético a los estándares de innovación que hoy demanda el mercado global.

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El proyecto de decreto que crea la Licencia Ambiental Eólica con Diseño Optimizado (LAEólica) despertó reacciones en la industria y entre analistas. La norma propone un régimen diferencial para proyectos eólicos de entre 10 y 100 MW, con plazos reducidos, criterios claros de localización y exigencias tecnológicas.

Mientras el Gobierno lo presenta como un instrumento para destrabar inversiones, las voces del sector coinciden en que es una señal positiva, aunque con riesgos y ajustes necesarios.

Para Hemberth Suárez Lozano, abogado de OGE Energía, la iniciativa responde a los cuellos de botella acumulados: demoras ambientales, tensiones sociales y brechas de red que frenaron la cartera de proyectos y minaron la confianza inversora.

A su juicio, la LAEólica es lo que el sector estaba esperando: “reglas claras, estudios acotados y plazos definidos son el tipo de señal que pedía la industria para ejecutar CAPEX”.

En diálogo con Energía Estratégica, el abogado señaló que el texto debería precisar aspectos claves como el alcance del diagnóstico que entregará la ANLA junto con los Términos de Referencia y la vigencia exacta de estos, a la par que planteó la necesidad de un cronograma y metodología para la actualización de los cobros de la autoridad.

Asimismo, subrayó como positiva la decisión final en un plazo máximo de quince días tras la información adicional, la simplificación de trámites para mejoras tecnológicas y la posibilidad de que la compensación biótica se materialice a través de Comunidades Energéticas, “alineando licencia y valor social”.

Sectores como la autogeneración a gran escala en cementeras, minería, oil & gas, química e industrias con esquemas PPA, así como portafolios híbridos eólica-solar-almacenamiento, se verán especialmente beneficiados. “La gestión social será el paso clave”, advirtió.

Desde una óptica más crítica, un ensayo técnico-jurídico elaborado por el equipo de Óptima Consultores plantea dudas sobre la arquitectura normativa.

El documento reconoce que el decreto se asienta en un marco habilitante claro y que la estandarización de criterios ambientales aporta seguridad, pero advierte que la compresión extrema de los plazos podría tensionar el debido proceso y aumentar la litigiosidad.

“La racionalización de términos transmite el mensaje de agilidad, pero en expedientes complejos puede acrecentar riesgos de decisiones litigiosas si la capacidad instalada de la ANLA no acompaña el calendario”, menciona el ensayo.

También observa que los criterios espaciales, aunque prudentes para reducir riesgos de colisión y barotrauma en fauna, podrían empujar proyectos tierra adentro, encareciendo los costos de conexión.

Respecto a la línea base, alerta sobre el riesgo de subdetección al permitir solo una campaña de monitoreo antes de la construcción, lo que podría ser insuficiente para especies migratorias.

Aunque coincide con el abogado de OGE Energía, indicó sobre la gestión social que, al no estar anclada al Plan de Manejo Ambiental, puede debilitar su ejecutabilidad y trazabilidad.

“Resultaría más robusto anclar la Estrategia de Gestión Social en obligaciones con metas, cronogramas y medios de verificación”, manifestaron los expertos.

Otro de los puntos críticos son las «inconsistencias de técnica legislativa en el borrador»: referencias cruzadas a capítulos distintos, menciones a LASolar en lugar de LAEólica y la inclusión de proyectos solares en artículos dedicados a reservas forestales, lo que genera inseguridad jurídica.

Concluyen que el decreto es un paso en la dirección correcta, pero que necesita ajustes de precisión normativa, cláusulas de monitoreo estacional y un fortalecimiento de la capacidad de la ANLA para que la celeridad no sacrifique la suficiencia probatoria ni la confianza en los territorios.

El debate está abierto hasta el 15 de septiembre de 2025, fecha límite del plazo de consulta pública fijado por el Ministerio y el desenlace definirá si este decreto se convierte en catalizador de la transición o en fuente de nuevas controversias.

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Greenwood Energy afianza su presencia en América Latina con una estrategia regional que combina adaptación regulatoria, visión local e impacto social. Con proyectos en curso en Panamá, Colombia y República Dominicana, la compañía impulsa un modelo flexible que va más allá de la generación eléctrica tradicional.

“En América Latina no existe un único modelo energético; cada país presenta particularidades regulatorias, de mercado y sociales”, explicó Juan Pablo Crane, CEO de Greenwood Energy.

Esta realidad llevó a la firma a diseñar una aproximación que combina conocimiento técnico con inserción territorial. “Trabajamos de la mano con gobiernos, reguladores y comunidades para comprender a fondo cada contexto y sus problemáticas más apremiantes”, señaló el ejecutivo.

“En el corto y mediano plazo proyectamos construir entre 150 y 200 MW en el conjunto de países donde actualmente operamos”, indicó Crane. En total, la firma prevé ejecutar un portafolio de entre 250 y 300 MW, combinando distintas escalas y modalidades.

Juan Pablo Crane fue nombrado CEO de Greenwood Energy en diciembre de 2024, en reemplazo de Guido Patrignani, quien pasó a integrar la Junta Directiva. Desde entonces, Crane lidera una nueva etapa de expansión regional con foco en sostenibilidad e impacto social, consolidando alianzas estratégicas en mercados clave de América Latina.

Actualmente, la empresa impulsa una doble línea de desarrollo. Por un lado, se enfoca en proyectos a gran escala que integran sostenibilidad ambiental, inclusión social y respeto por el entorno.

Por otro, desarrolla iniciativas más pequeñas con tiempos de implementación más ágiles, especialmente mini granjas solares orientadas a aliviar la carga de sistemas interconectados.

TERRA INITIATIVE y nuevos mercados en desarrollo

Uno de los pilares de esta estrategia es TERRA INITIATIVE, un proyecto de 156 MWp en Colombia que fusiona generación solar con preservación cultural y ambiental.

La iniciativa se articula con la comunidad Arhuaco de la Sierra Nevada de Santa Marta y propone un modelo de co-beneficio social y energético. Actualmente, Greenwood se encuentra en la etapa de consecución de financiamiento para comenzar una primera fase de 52 MWp.

“TERRA INITIATIVE trasciende la generación eléctrica; es un modelo pionero que combina desarrollo renovable con recuperación cultural y ambiental”, destacó el CEO.

De forma paralela, la compañía planea instalar entre 50 y 100 MWp adicionales en Colombia mediante mini granjas solares, fortaleciendo la capacidad de respuesta del sistema energético nacional.

En Panamá, Greenwood ya opera el proyecto ALMA MATER —con 40 MWp en funcionamiento— y avanza con nuevas iniciativas solares en distintas fases de estructuración y permisos.

En tanto, en República Dominicana la empresa sigue de cerca los procesos de licitación pública, evaluando condiciones como la estabilidad normativa, la infraestructura de transmisión y la viabilidad financiera.

“Seguimos de cerca estos procesos de licitación, no solo en Panamá y República Dominicana, sino también en otros países de la región”, confirmó Crane.

Según detalló, Greenwood prioriza proyectos que no solo sean competitivos en costos, sino que generen un impacto positivo en las comunidades locales.

Más allá de los megavatios instalados, Greenwood mide su expansión en función del valor generado para las personas.

“Nuestro propósito es que el crecimiento de la compañía no se mida únicamente en megavatios instalados, sino también en la cantidad de vidas que podemos mejorar”, sostuvo su CEO. Bajo esta lógica, la estrategia es regional en visión y local en ejecución, con sostenibilidad e innovación como pilares centrales.

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BGH Eco Smart refuerza su posicionamiento en el mercado de la generación distribuida en Argentina con una estrategia basada en tres modelos de negocio diferenciados: la distribución de productos, la ejecución de obras directas para proyectos de gran escala y la venta de energía a través de contratos (PPA). 

Este enfoque le permite adaptarse a distintos perfiles de clientes y demandas técnicas en un contexto donde la generación distribuida duplicó su potencia instalada en solo un año.

«Nos estamos posicionando fuertemente en el segmento de generación distribuida en algunos nichos particulares como imprentas y distintos tipos de agroindustrias», manifestó Manuel Pérez Larraburu, Gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los sectores más activos, señala a la industria agrícola en regiones pujantes como Entre Ríos, Córdoba, Salta y Buenos Aires, con proyectos que oscilan entre 40 y 250 kW, y destaca que en el caso de algunas industrias de Buenos Aires se han alcanzado instalaciones de hasta 2,2 MW en techos industriales.

El crecimiento del sector se refleja en los datos oficiales. Según la Secretaría de Energía de la Nación, ya hay 3034 proyectos habilitados como usuarios-generadores (U/G), que suman un total de 82,43 MW de potencia instalada, lo que representa el doble de capacidad que hace un año.

La empresa articula su estrategia según el tamaño del proyecto y el perfil del cliente. Posee una red de integradores que alcanzan a los clientes residenciales, comerciales e industriales, y se trabaja conjuntamente sobre los usuarios con proyectos superiores a 1 MW. Mientras que en proyectos de alrededor de 10 MW, implementa un modelo de venta de energía. 

“La diferencia principal radica en que cambia el producto sobre el cuál se acuerda un contrato. En un caso el producto es el proyecto, donde uno paga la instalación del sistema de generación distribuida en un acuerdo que fuese (o no) financiado”, indicó Manuel Pérez Larraburu. 

Mientras que en último caso se paga la energía que genera el parque, que se comercializa a través de un contrato, siempre enmarcados en la legislación de generación distribuida, o si excede la potencia o el nodo, enmarcados en la Ley N° 27191, teniendo como ventaja el congelamiento el precio de la energía a largo plazo. 

“Nuestra estrategia es profundizar en las tres verticales mencionadas y con mucho foco en proyectos de mayor potencia”, agregó el gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart. 

Y cabe recordar que la compañía cuenta actualmente con alianzas tecnológicas estratégicas, como Trina Solar para paneles fotovoltaicos, y comercializa inversores propios y de la firma Huawei, por lo que brinda productos y servicios de garantía para alcanzar tal objetivo. 

Sin embargo, los desafíos financieros persisten, ya que el principal reto del año es el financiamiento. Aunque se registró una mejora a finales de 2024 e inicios de 2025, el incremento de tasas en los últimos meses ha complicado el acceso a crédito para muchos clientes. En este escenario, el modelo de venta de energía se presenta como una herramienta viable para impulsar proyectos de mayor escala.

Desde el punto de vista regulatorio, también hay puntos de mejora, mayormente vinculados a la celeridad de trámites y que los requisitos sean los menores posibles para no encarecer las inversiones. 

Estas oportunidades de mejora aplican especialmente a la generación comunitaria, que avanza de forma dispar según la región, y a los casos donde las demoras en habilitaciones generan incertidumbre. «Impacta mucho a la hora de decisión y genera una brecha entre la realidad y las expectativas», advirtió el entrevistado. 

El rol emergente del almacenamiento

Uno de los frentes donde la empresa también proyecta crecimiento es en el despliegue de sistemas de almacenamiento energético, una tecnología que comienza a emerger en aplicaciones industriales en Argentina. Aunque aún en fase incipiente, su adopción se acelera impulsada por la baja de precios y la identificación de usos concretos, más vinculados a la calidad de red que a tarifas horarias.

«Empieza a evaluarse y a consultarse cada vez más. Especialmente para mitigar microcortes o inestabilidad de red,», confirmó el entrevistado. 

Y desde BGH Eco Smart ya han concretado soluciones en este campo, por lo que buscan transferir ese conocimiento al mercado y que el sector tome esa experiencia de manera positiva. 

“Los sistemas de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación comienzan a masificarse en los sectores residencial y comercial, y se abre la posibilidad de abordar proyectos industriales de 1, 2 y hasta 5 MW”, sostuvo Pérez Larraburu.

Formas de contacto de BGH Eco Smart

• Instagram: @bgh.ecosmart
• Facebook: bghecosmartlatam
• LinkedIn: bghecosmart
• Web: ecosmart.bgh.com.ar

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El almacenamiento de energía se posiciona como un pilar estratégico para el futuro energético de Panamá. Con una matriz cada vez más penetrada por fuentes variables como la solar y la eólica, la incorporación de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) será esencial para mantener la estabilidad y avanzar en la descarbonización.

“La integración de baterías será fundamental para superar el desafío de la intermitencia”, afirmó el Project Manager de AG Proyectos y Servicios, Félix Linares, quien también advirtió que “los costos iniciales aún son altos, lo que limita su adopción masiva”. Según el especialista, el almacenamiento no solo permitirá una operación más eficiente del sistema eléctrico, sino que facilitará la sustitución progresiva de las centrales térmicas utilizadas como respaldo.

Actualmente, Panamá muestra un crecimiento renovable sostenido, especialmente en el segmento solar fotovoltaico. En 2024, el país incorporó 143,39 MW de nueva capacidad solar, alcanzando un total cercano a los 700 MW instalados. Esto permitió que la generación solar representara el 7,76% del total eléctrico nacional, en una tendencia que sigue desplazando a los combustibles fósiles.

Durante la temporada lluviosa, el sistema eléctrico panameño logró un desempeño notable: hasta el 98% de la demanda fue cubierta por fuentes renovables. Linares sostuvo que estos resultados demuestran que “el sistema es capaz de operar con una alta penetración de fuentes limpias”.

Ese avance fue posible gracias a políticas públicas como la Agenda de Transición Energética y al impulso de la generación distribuida, tanto en grandes parques como en sistemas de autoconsumo en techos comerciales y residenciales. “La energía solar fotovoltaica tiene el mayor potencial de crecimiento a corto y mediano plazo”, destacó el directivo.

En particular, la región del “arco seco” —que incluye las provincias de Coclé, Herrera, Los Santos y Veraguas— concentra las condiciones más favorables para la expansión de este tipo de tecnología. “Allí los sistemas pueden operar con mayor eficiencia y generar una cantidad significativa de energía”, indicó Linares.

Marco regulatorio, hidrógeno verde y desafíos financieros

Junto al almacenamiento, otro vector de crecimiento es el hidrógeno verde, cuya hoja de ruta nacional ya está en desarrollo. “Panamá busca convertirse en un hub de hidrógeno verde, aprovechando su posición estratégica y la infraestructura del Canal”, explicó Linares. Se están llevando a cabo estudios de pre-factibilidad para proyectos que combinen energía solar y eólica con electrólisis, lo que permitirá avanzar hacia nuevos modelos de descarbonización y exportación energética.

No obstante, para sostener este crecimiento se deben superar retos importantes. “Los desarrolladores aún reportan demoras significativas en los permisos de interconexión”, señaló el ejecutivo, quien consideró urgente una modernización de los procesos regulatorios. En paralelo, también es necesario fortalecer la red eléctrica, incluyendo la digitalización y la integración de tecnologías inteligentes que garanticen la estabilidad operativa ante la mayor presencia de energías variables.

En el plano financiero, Linares remarcó que “aunque los costos han bajado, el acceso a financiamiento para proyectos pequeños y medianos sigue siendo limitado”. En ese marco, propuso incentivar créditos verdes y nuevos instrumentos que faciliten la inversión tanto para empresas como para usuarios residenciales.

Panamá avanza con decisión en su transición energética, pero el futuro dependerá de su capacidad para incorporar tecnologías clave como el almacenamiento, junto con marcos normativos más ágiles y financiamiento accesible. Con una matriz limpia en expansión y un entorno natural privilegiado, el país se consolida como referente regional en energías renovables.

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A medida que Solis se acerca a su vigésimo aniversario, la marca hace un repaso de un recorrido definido por la innovación, la confiabilidad y una visión clara hacia un futuro más verde.

Desde sus inicios en 2005, Ginlong (Solis) Technologies se ha consolidado como uno de los principales fabricantes mundiales de inversores string y de almacenamiento para sistemas fotovoltaicos. En estas dos décadas, Solis ha contribuido a transformar el panorama de la energía renovable a nivel global, impulsando a millones de hogares y empresas en más de 100 países y regiones.

Lo que ha distinguido a Solis no es solo la tecnología, sino también un firme compromiso con la calidad y la cercanía con sus clientes. Esto se refleja en los 10 años consecutivos de reconocimiento Top Brand PV por EUPD Research, votado directamente por instaladores; en la inversión en Declaraciones Ambientales de Producto (EPD); y en certificaciones de prestigio como ISO 27001 (seguridad de la información) e ISO 14067 (huella de carbono). Asimismo, el respaldo del sector financiero se hace patente con la inclusión constante de Solis como fabricante de inversores Tier 1 por BloombergNEF, lo que subraya su solidez financiera y bancabilidad corporativa. En conjunto, estos logros destacan la dedicación de Solis hacia la satisfacción del cliente, la sostenibilidad y el desarrollo de energía solar de clase mundial.

Hoy en día, las soluciones de Solis están diseñadas para hacer que la energía solar sea sencilla y efectiva; desde pequeños sistemas para balcones hasta proyectos de gran escala en el segmento utility. La más reciente sexta generación de inversores híbridos permite sistemas avanzados de almacenamiento de energía a nivel comercial e industrial (C&I), integrando múltiples funciones dinámicas y potenciadas por SolisAI dentro de SolisCloud.

Con más de 5000 colaboradores en todo el mundo, Solis lleva su tecnología a comunidades globales a través de equipos locales de expertos que contribuyen a un centro de I+D dedicado exclusivamente a mejorar y desarrollar tecnologías que respondan a las necesidades de los clientes en todos los mercados.

Al conmemorar sus 20 años, Solis continúa mirando hacia adelante con la visión de hacer que la energía limpia sea accesible, confiable y sostenible para todos. El camino para lograrlo sigue siendo claro: desarrollar tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.

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Vestas, líder global en soluciones de energía eólica, reunió en Buenos Aires a expertos del sector energético y líderes técnicos para debatir los desafíos más urgentes de la transición energética en Argentina y presentar soluciones concretas para acelerar su implementación.

El encuentro giró en torno a la temática “Maximizando el Valor del Viento”, destacando cómo la innovación tecnológica y la colaboración entre los agentes del sector permiten aumentar la eficiencia, certidumbre del caso de negocio y rentabilidad de los parques eólicos, especialmente en contextos de alta variabilidad.

Argentina avanza hacia su meta de alcanzar un 20% de cobertura renovable en su matriz energética para diciembre de 2025, habiendo superado el 17% en 2024. Con factores de capacidad eólica que duplican los de otros mercados, el país se posiciona como un líder regional en generación renovable.

“La convergencia entre tecnología, colaboración en el sector y políticas públicas estables es clave para acelerar la competitividad del sector y fortalecer la seguridad energética. La energía eólica puede redefinir el futuro energético del país si se superan las barreras estructurales con soluciones resilientes”, afirmó Andre Bortolazzi, Head de Soluciones Tecnológicas de Vestas LATAM.

Durante el TechDay, se destacaron temas clave para el desarrollo del sector renovable. Uno de ellos fue el rol de tecnologías avanzadas, como el Power Plant Controller (PPC) de Vestas, que puede actuar como master controller e integrar distintas fuentes renovables, como la solar y la eólica, sin diferenciación del recurso. Estos sistemas permiten un control eficiente de los principales parámetros eléctricos, como voltaje, frecuencia y potencia, asegurando la estabilidad de la red y eficiencia de la operación.

También se subrayó la importancia de realizar evaluaciones energéticas robustas y transparentes, condición esencial para atraer inversiones y garantizar la viabilidad financiera de los proyectos. Por último, se discutió la necesidad de modernizar la infraestructura de transmisión, elemento crítico para habilitar la incorporación de nuevos parques eólicos y acompañar el crecimiento del sector.

“Más allá de la operación técnica convencional, la tecnología está redefiniendo el desarrollo del sector eólico en múltiples dimensiones. Desde el diseño inteligente de parques que optimiza el uso del recurso, hasta tecnologías de aprendizaje adaptativo que maximizan la producción energética en la operación de turbinas eólicas, lo que incrementa la competitividad del sector, reforzando su sostenibilidad.”, complementó Bortolazzi.

La agenda incluyó un panel especial sobre la creciente tendencia de hibridación de tecnologías renovables, una solución estratégica para enfrentar los desafíos de variabilidad, curtailment y eficiencia en la operación del sistema eléctrico. “La hibridación no solo mejora la eficiencia técnica y económica de los proyectos, sino que también fortalece la resiliencia del sistema eléctrico y contribuye a una transición energética más robusta, sostenible y alineada con los objetivos climáticos del país”, dijo Carlos María Ríos, responsable de conexiones eléctricas de Vestas para Latinoamérica Sur.

Este enfoque permite que distintas fuentes de generación compartan infraestructura, operen de forma coordinada y se complementen en sus curvas de producción. Por ejemplo, mientras la generación solar alcanza su pico durante el día, la eólica puede mantener niveles altos durante la noche o en estaciones con menor radiación solar. Esta complementariedad mejora el factor de capacidad del punto de conexión a la red y permite una mayor firmeza en el suministro eléctrico, incluso con la posibilidad de hacerlo sin incrementar la potencia nominal instalada. Además, los proyectos híbridos reducen la necesidad de nuevas líneas de transmisión y subestaciones, lo que implica menores costos de inversión, menor impacto ambiental y mayor agilidad en la puesta en marcha. En contextos como el argentino, donde la infraestructura de evacuación está saturada en varios nodos, la hibridación representa una vía eficiente para optimizar el uso de la red existente. 

En este marco, PCR, empresa argentina con amplia trayectoria en el desarrollo de proyectos eólicos e infraestructura, recientemente ha seleccionado a Vestas como socio tecnológico para la gestión integrada de una planta híbrida de última generación en San Luis Norte. La elección se basó en la capacidad de Vestas para ofrecer una solución técnica avanzada que permite integrar y gestionar de forma centralizada y eficiente fuentes eólica y solar. Según Ríos, “Lo innovador de esta iniciativa no radica únicamente en la coexistencia de dos fuentes renovables, sino en la forma en que ambas serán gestionadas de manera centralizada y eficiente mediante un sistema de alta tecnología ofrecido por Vestas”, 

La iniciativa del Vestas TechDay 2025 se alinea con el compromiso de Vestas de mantener un rol activo como orquestador del ecosistema energético argentino, articulando tecnología, conocimiento técnico, colaboración multisectorial y visión estratégica para acelerar una transición energética sostenible y la evolución continua del sector eólico. Su presencia en el país no solo impulsa el desarrollo de proyectos, sino que también fortalece capacidades locales, fomenta la innovación y promueve un modelo energético más resiliente y competitivo.

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Chile atraviesa un punto crítico en su transición energética. A pesar de haber alcanzado una matriz eléctrica con un 68% de generación renovable, el país mantiene una fuerte dependencia de los combustibles fósiles en su consumo total de energía, según información compartida por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).

“La electrificación no avanza ni ocurre al ritmo que debería en Chile para disminuir la dependencia de fósiles”, planteó Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante #NosVemosenFES, el ciclo de streamings virtuales que organiza Future Energy Summit (FES) y que busca conversaciones descontracturadas para conocer a los líderes del sector renovable de Latinoamérica y Europa.

El rezago se evidencia con fuerza en el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica. En 2024, el consumo aumentó solo un 1,8%, y para 2025 se prevé un crecimiento nulo.. La consecuencia directa de este estancamiento es que el 64% del consumo energético total del país sigue basado en combustibles fósiles, a pesar de tener disponible una matriz limpia.

Rojas identificó varios factores que contribuyen a esta situación. Uno de ellos es la falta de foco en los sectores productivos con mayor consumo energético, donde se debería priorizar la electrificación. En ese sentido, destacó el caso de la minería, donde las decisiones aún se definen por criterios de costos y seguridad de suministro, lo que ha limitado su avance en materia de electrificación.

“También hay grados de electrificación residencial que ocurren en algunos nichos de mercado. Y a futuro debemos ser capaces de doblar el chair de electricidad actual y aspirar a un 45-50% en los próximos 20 años”, afirmó Rojas, apuntando a un salto estructural que permita acelerar la transición energética.

Además del impacto ambiental, la directora ejecutiva de ACERA enfatizó que la electrificación representa una oportunidad para el desarrollo industrial de Chile, donde todas las tecnologías convivan y se pueda implementar en base a renovables, almacenamiento y gas. 

Sin embargo, advirtió que el país ha desviado su atención de este objetivo estratégico, atrapado en discusiones de corto plazo o en aquellas que ya llevan tiempo de debate sin definición clara. 

“Las políticas que apuntarían a ese largo plazo no las estamos pudiendo desarrollar porque nos hemos dedicado a muchos temas que desviaron el foco, como por ejemplo 4 años de congelamiento de tarifas, la discusión de los subsidios eléctricos hace más de un año, retrasos en procesos de líneas de transmisión y distribución, entre otros”, subrayó.

Falta de institucionalidad y planificación a largo plazo

Uno de los vacíos estructurales que más preocupa a ACERA es la ausencia de una política nacional de electrificación. Según Rojas, no existe un organismo con atribuciones específicas para liderar esta transición, lo que deja al país sin una brújula para avanzar de forma ordenada y sostenida. 

Este vacío institucional permite que la coyuntura invada constantemente la planificación energética, restando continuidad a cualquier estrategia de largo plazo. Para la ejecutiva, este problema estructural compromete la viabilidad de alcanzar los objetivos climáticos y de desarrollo industrial del país.

“El corto plazo y la coyuntura terminan por invadir la planificación de la estrategia de largo plazo”, concluyó Rojas, con un llamado claro a retomar el rumbo de la transición con una visión técnica, institucional y estratégica.

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Lucas Méndez Tronge, director de Asuntos Institucionales y Comunicación de PCR, ofreció una visión detallada y crítica sobre los nuevos lineamientos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) durante un desayuno exclusivo organizado por Future Energy Summit (FES), remarcando que si bien representan una oportunidad para el desarrollo renovable, su éxito dependerá de la existencia de reglas claras, financiamiento internacional y actores bancables dentro del sistema.

«Somos optimistas, pero hay elementos críticos que deben resolverse para que la inversión ocurra realmente», planteó Méndez Tronge ante un auditorio integrado por referentes del sector.

Uno de los ejes centrales de su exposición fue la contractualización del mercado. Si bien valoró el camino que se está transitando, dejó claro que la falta de seguridad en la demanda limita la toma de decisiones, ya que el nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales, pero bajo la mirada del especialista resulta «fundamental que sean sujeto de crédito».

Desde su perspectiva, los nuevos lineamientos del MEM podrían funcionar como un disparador de inversiones, pero sólo si se acompaña de un entorno que garantice estabilidad jurídica, marcos normativos coherentes y condiciones reales de bancabilidad. 

«El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

En ese marco, subrayó que uno de los principales cuellos de botella del sistema sigue siendo la infraestructura de transmisión, tanto troncal como de ampliación privada: «Si no logramos el tema de las obras de transmisión, no solo las que podemos hacer los privados desde propios proyectos, sino las líneas troncales que tiene que hacer el país, tendremos un problema de crecimiento”. 

En referencia a la planificación estatal, Méndez Tronge enfatizó que aún no hay certeza sobre el final del proceso de contractualización. “El gobierno fue consciente de que no podía hacerlo de un día para el otro, lo está haciendo con un proceso, pero no está claro cuál es el final del proceso ni si va a generar el nivel de inversión que hace falta”, apuntó.

Y cabe recordar que PCR avanza en la construcción del parque eólico Olavarría (180 MW), proyecto que también contempla la repotenciación en la infraestructura de transmisión eléctrica, con intervenciones sobre las estaciones transformadoras de Olavarría y Ezeiza, lo que permitirá aumentar la capacidad de evacuación en la línea de 500 kV que conecta Bahía Blanca con Abasto.

Además, fue adjudicataria de 210 MW de prioridad de despacho en la reciente licitación MATER Q1/Q2 2025, con el Parque Solar La Aconquija, de 230 MW, ubicado en Catamarca. Desarrollo vinculado a una obra de ampliación de capacitores serie en Monte Quemado, Santiago del Estero

Esas intervenciones les permite ganar capacidad de evacuación, lo que podría habilitar más proyectos futuros. Sin embargo, el financiamiento internacional exigido por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el PE Olavarría fue una condición compleja de cumplir.

«Teníamos que saber que el financiamiento tenía que venir de afuera», explicó el directivo. Además, destacó que la certeza sobre la adquisición de energía fue clave: «Tener un socio industrial que va a comprar el 50% de la generación te da una certeza enorme».

En cuanto a la competencia entre tecnologías, el ejecutivo fue contundente: «Estamos totalmente dispuestos a la libre competencia con las otras tecnologías, nos parece totalmente razonable», aunque subrayó que esa competencia debe darse en condiciones de equidad.

Finalmente, advirtió que la expansión de la generación renovable ya no depende sólo de la oferta, sino que requiere analizar con realismo la evolución de la demanda. «Los grandes usuarios ya tienen su compromiso, sus metas en gran parte cumplidas», afirmó, y anticipó que serán otros sectores, como la minería o los data centers, los que podrían motorizar nuevos proyectos.

«Hay un montón de proyectos que se analizaron y cuando llegaron al capítulo energía, no lo pudieron hacer», concluyó Méndez Tronge, dejando en claro que sin resolver los cuellos estructurales del mercado, las oportunidades que plantean los nuevos lineamientos del MEM corren el riesgo de diluirse.

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La Secretaría de Energía de Argentina definió los proyectos ganadores de la licitación de baterías AlmaGBA, la primera convocatoria pública e internacional enfocada en proyectos de almacenamiento stand-alone en el país.

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina, donde se detalla que finalmente se adjudicaron 10 proyectos por 667 MW de potencia, repartidos entre las empresas Aluar, Central Puerto, Coral Energía, Genneia, MSU Green Energy, Rowing e YPF Luz.

¿Por qué más capacidad de la prevista? Si bien la licitación contemplaba 500 MW en baterías, el gobierno sumó algunas ofertas al listado ya que las mismas poseían precio menor al 90% del precio máximo. 

Es decir que primeramente se adjudicaron 517 MW de manera directa, proveniente de los 7 proyectos que este portal de noticias adelantó días atrás (ver nota) y a un precio promedio ponderado de 11337 USD/MWmes (75,6% sobre el de Referencia).

A eso se debe añadir que el gobierno determinó la contratación de potencia adicional de otros 3 sistemas de almacenamiento que suman 150 MW, a un promedio de 12591 USD/MWmes (83,9% sobre el de Referencia).

De la totalidad de los ganadores, la mayor parte se instalará en las redes de Edenor, habiendo 7 proyectos por un total de 500 MW, mientras que para el ámbito de Edesur se asignaron 3 centrales por 167 MW de capacidad. 

Por otro lado, la Secretaría de Energía de Argentina también invita a 5 sistemas de baterías mejores sus ofertas económicas (en los términos del Artículo 19.4 del Pliego de Bases y Condiciones) y puedan adjudicarse otros 222 MW de potencia. 

Esto se debe a que no contarían con limitaciones en el sistema de transporte, pero su precio actual está por encima del valor asignable en esta oportunidad: promedio de 14729 usd/MWmes (98,2% sobre el de Referencia). 

“Dichos Oferentes deberán manifestar su voluntad de acceder a la celebración del Contratos de generación de almacenamiento con distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en los términos y condiciones establecidos en el presente artículo en forma expresa y por escrito a CAMMESA, en el término de 5 días hábiles contados desde la notificación de la presente”, detalla la resolución. 

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Jinko Solar presentó oficialmente su nueva solución fotovoltaica Tiger Neo 3.0, en un evento online titulado «Rendimiento sin límites: Lo que trae el nuevo Tiger Neo 3.0», organizado junto Energía Estratégica. 

Durante el encuentro, Jeniffer Escobar, Technical Service Manager para Latinoamérica, y Miguel Covarrubias, Sales Director LATAM, ofrecieron detalles técnicos y comerciales del módulo, que se posiciona como una de las soluciones más avanzadas de la compañía que ya 330 GW suministrados a nivel mundial entre todos sus productos.

El Tiger Neo 3.0 se basa en la tercera generación de celdas TOPCon, alcanzando una eficiencia de módulo de hasta 24,8% y una potencia máxima de 670 W, con un rendimiento bifacial del 85%. “La optimización en la arquitectura TOPCon, los materiales de calidad y el diseño están orientados a maximizar la generación, incluso bajo condiciones más exigentes”, explicó Escobar.

Cuatro innovaciones estructurales respaldan estas cifras. En primer lugar, la mejora de pasivación de celdas bajo el concepto HCP permite manejar corrientes más altas sin elevar pérdidas. En segundo lugar, la estructura MAX incrementa la bifacialidad mediante una capa trasera más transparente y un mejor contacto, elevando el aprovechamiento de la irradiación solar. 

A su vez, el diseño SMMB incorpora más barras colectoras finas, lo que reduce la distancia de conducción entre electrones y disminuye las pérdidas eléctricas. Por último, el esquema FP optimiza el comportamiento del módulo frente a sombras parciales, reduciendo el riesgo de puntos calientes.

Una de las principales ventajas del Tiger Neo 3.0 está en su rendimiento sostenido a lo largo del tiempo. “Presenta una degradación anual inferior al 0,35%, por debajo del estándar del 0,4% del mercado”, destacó Escobar, lo cual garantiza más producción durante sus 30 años de vida útil. 

La nueva línea se adapta a distintos segmentos del mercado. El modelo de 66 celdas está destinado a proyectos utility scale, mientras que las versiones de 48 y 51 celdas están diseñadas para uso residencial. “También contamos con una versión bifacial de doble vidrio”, agregó Escobar, lo cual refuerza la adaptabilidad del producto a diversas configuraciones y necesidades del mercado fotovoltaico.

Desde el punto de vista productivo, la compañía trabaja con una estrategia de diversificación industrial para mitigar riesgos globales. Actualmente, el 99% de los módulos de Jinko Solar se producen en China, pero la empresa amplía su capacidad instalada para responder regionalmente en caso de restricciones logísticas, regulatorias o geopolíticas. “Estamos buscando la diversificación a nivel compañía y tenemos fábricas que responden a ciertos mercados ante posibles restricciones”, explica Covarrubias. El ejecutivo asegura que Jinko Solar cuenta con flexibilidad productiva: “Adaptamos nuestra capacidad y estamos constantemente en la optimización de las fábricas, lo que nos permite reaccionar rápidamente”.

Tecnología del futuro: Jinko avanza hacia las celdas Tándem

La evolución tecnológica de la compañía también contempla desarrollos más allá de TOPCon, tecnología con la que continuarán en el mediano plazo ya que consideran que aún queda espacio para optimizar aún más su eficiencia de la tecnología TOPCon.

“Sin embargo, en paralelo trabajamos en celdas Tándem a nivel de laboratorio y quedan desafíos técnicos por resolver. Es decir que el paso siguiente son las celdas Tándem, pero seguramente de aquí a 4 o 5 años deberíamos lanzar algo comercialmente viable de celdas Tándem” anticipó Covarrubias durante el webinar.

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Perú avanza hacia una expansión significativa de su generación fotovoltaica, en línea con la reciente Ley N.° 32249.. Con una capacidad solar nominal en operación de 730 MW, el país proyecta alcanzar los 3 GW acumulados para 2028. Este crecimiento responde a una combinación de factores: un recurso solar de clase mundial, nuevos incentivos regulatorios y la necesidad urgente de descarbonizar una matriz energética aún dominada por combustibles fósiles.

Según el reporte de Solar Power Europe, solo en 2024 se sumaron 195,48 MW al parque solar nacional, con plantas como Clemesí (114,93 MW) en Moquegua, Matarani (80 MW) en Mollendo, y Carhuaquero (0,55 MW) en Cajamarca. Además, San Martín (252,4 MW), desarrollado por Zelestra y puesto en marcha en julio de 2025, se posiciona como la mayor planta solar del país hasta el momento. Para finales de este año se espera que entren en operación proyectos clave como Sunny (204 MW), Illa (385 MW), Solimana (250 MW) y Sol de Verano I (45,34 MW), todos en Arequipa.

El desarrollo solar se concentra en el sur del país, donde los departamentos de Moquegua, Arequipa, Ica y Tacna presentan irradiaciones superiores a 6,0 kWh/m²/día y hasta 3.500 horas de sol al año, ubicando a Perú entre los países con mayor potencial fotovoltaico del continente. “Estas condiciones posicionan al país como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la inversión en proyectos de energía solar”, subraya el informe de Solar Power Europe.

Este salto ocurre en paralelo a un proceso de reforma legal crítica. La reciente aprobación de la Ley N.° 32249 introduce un nuevo régimen de licitaciones eléctricas con contratación por bloques horarios, plazos de hasta 15 años y prioridad para fuentes renovables en zonas aisladas. Cabe recordar que Energía Estratégica y Future Energy Summit lanzaron un reporte exclusivo y gratuito sobre el mercado renovable peruano que ofrece análisis especializado y exclusivo, datos confiables, visión integral del mercado y herramientas para la toma de decisiones estratégicas, consolidándose como guía clave para empresas e inversores. (Descarga gratuita aquí).

 “Esta ley podría impulsar un nuevo ciclo de inversión solar en Perú”, destaca el análisis, que también anticipa la creación formal del mercado de servicios auxiliares para finales de 2025.

A estos avances se suma la publicación del Reglamento de Generación Distribuida, que permitirá a los usuarios generar su propia energía renovable y compensar excedentes. El reglamento propone conexiones simplificadas, exenciones ambientales y condiciones comerciales estandarizadas tanto para usuarios regulados como libres. Este marco normativo apunta directamente a acelerar el crecimiento del segmento C&I, donde sectores como el cemento, minería, agroindustria y logística lideran el autoconsumo solar. El informe destaca que el sector cementero ya suma 31.070 kW de capacidad instalada, seguido por la minería con 12.410 kW.

No obstante, el país aún enfrenta desafíos estructurales. A pesar del empuje regulatorio, persisten cuellos de botella en la tramitación de permisos, incertidumbre regulatoria e infraestructura de transmisión insuficiente, especialmente en zonas de alto potencial solar. El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), aunque robusto en áreas urbanas, deja fuera a comunidades rurales en la Amazonía y los Andes. La cobertura nacional alcanza el 96,4 %, pero apenas 86 % en zonas rurales, lo que refuerza la necesidad de avanzar en proyectos solares autónomos o híbridos para electrificación rural.

Con este objetivo, el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2024-2033 prioriza el acceso universal con soluciones fotovoltaicas. “La energía solar fotovoltaica es una herramienta crucial para la electrificación de comunidades remotas e indígenas”, plantea el reporte, reforzando que la transición energética debe ser también una vía de inclusión social.

En cuanto a inversión, Perú ha comenzado a consolidar un ecosistema atractivo. La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) estima que existen más de 16 GW en proyectos solares en distintas etapas de desarrollo, de los cuales 2.127,3 MW ya cuentan con concesiones definitivas, según datos de OSINERGMIN. “Actualmente hay 1.755,5 MW eólicos y solare ya en operación en el SEIN, y el escenario realista proyecta 4.503,1 MW instalados para 2030”, indica OSINERGMIN.

Uno de los principales pendientes regulatorios es la planificación de la transmisión, que se propone modernizar mediante criterios territoriales, análisis de sensibilidad de demanda y herramientas geoespaciales, con foco en regiones con alta irradiación. A esto se suma la necesidad de una regulación específica para el almacenamiento de energía, que permita tratar a los sistemas BESS como entidades propias dentro del sistema, con esquemas de remuneración claros y sin doble penalización.

Finalmente, Solar Power Europe recomienda revisar el esquema de pago por capacidad del SEIN, actualmente diseñado para unidades térmicas, para incorporar metodologías que reconozcan la contribución horaria de las tecnologías solares a la confiabilidad del sistema.

Con un pipeline robusto, irradiación de primer nivel y una regulación en proceso de modernización, Perú tiene las condiciones para triplicar su capacidad instalada y consolidarse como uno de los polos solares más prometedores de la región andina. El desafío será traducir el potencial en realidad operativa, acelerando los procesos, alineando incentivos e integrando tecnología con inclusión.

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Guatemala experimenta una reducción significativa en el precio spot de la electricidad durante 2025, con una baja superior al 40% en comparación con 2024. Esta tendencia, sustentada por un mayor aprovechamiento de las fuentes renovables, modificó de forma sustancial el panorama del mercado mayorista eléctrico.

“El 2025 tiene condiciones más favorables para las fuentes renovables, especialmente las hidroeléctricas”, manifestó el consultor financiero Leonardo David, especializado en energía solar, almacenamiento y tarifas eléctricas.

Según datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), el precio spot promedio descendió de US$214.17/MWh en mayo 2024 a US$124.07/MWh en mayo 2025. En ese mismo período, la generación hidroeléctrica aumentó en 46.6 GWh, mientras que el aporte combinado de las plantas solares y eólicas creció en 24.85 GWh. En contraste, la generación térmica a base de búnker y diésel se redujo en 85.1 GWh, disminución que tuvo un impacto directo en la caída de los precios.

“La reducción del uso de diésel y búnker, que suelen elevar los precios spot, es clave: en algunos meses su uso cayó más de 80% respecto a 2024”, explicó David. Este fenómeno no solo alivianó los costos inmediatos del sistema, sino que evidenció un giro estructural hacia una matriz más limpia.

Aunque la hidroelectricidad continúa siendo la tecnología dominante, 2025 mostró un impulso notable de la energía solar y eólica en Guatemala. Según David, este crecimiento respondió a factores diferenciados.

“En el caso de la energía eólica, 2025 ha tenido condiciones de viento mucho más favorables que el año anterior”, precisó el consultor, aunque aclaró que no se registraron ingresos de nuevos parques eólicos de gran escala.

Por su parte, la generación solar creció a partir del ingreso de nuevos proyectos. Entre ellos destacaron varias plantas de generación distribuida renovable (GDR) con capacidades cercanas a los 5 MW cada una, además del proyecto solar Magdalena, de 66 MW, ubicado en Escuintla. Este desarrollo diversificó la matriz y abrió nuevas dinámicas para el mercado, aunque también introdujo desafíos financieros.

“La reducción de precios spot genera incertidumbre para los proyectos solares bajo el esquema GDR, ya que influye directamente en su ingreso mensual”, advirtió David.

En este contexto, el especialista recomendó cautela al estructurar los modelos financieros. “Es importante hacer proyecciones realistas y evitar financiamientos muy ajustados, para que estos proyectos tengan flexibilidad frente a variaciones del precio spot”, indicó.

Desde una perspectiva regional, Guatemala conservó una posición sólida gracias a su marco regulatorio y experiencia en el mercado eléctrico. “Guatemala tiene uno de los mercados eléctricos más desarrollados de la región, lo cual brinda seguridad jurídica”, sostuvo David.

No obstante, el analista destacó que el país enfrenta el reto de completar con éxito las licitaciones PEG-5 y PET-3, claves para garantizar suministro a usuarios residenciales y pequeños comercios.

“Los grandes consumidores pueden construir o contratar su propia generación, pero los usuarios residenciales dependen de las contrataciones de las empresas distribuidoras”, señaló.

Además, el crecimiento de la demanda eléctrica sigue en alza, acelerado por la llegada de centros de datos para inteligencia artificial, lo que tensiona la necesidad de planificación y resiliencia.

“La reducción de precios spot puede generar una sensación de falsa seguridad. Pero hay que recordar que esto viene en gran parte por factores climáticos incontrolables”, subrayó David.

En 2024, la sequía redujo drásticamente la disponibilidad hidroeléctrica, lo que elevó los precios. Un escenario similar podría repetirse si no se gestiona adecuadamente la expansión del sistema.

“Tratar de predecir el precio spot es complicado, ya que depende de muchos factores, incluyendo el clima”, afirmó.

Si las condiciones actuales persisten, es probable que los precios se mantengan estables a corto plazo. Sin embargo, David identificó al menos tres riesgos concretos que podrían provocar un rebote en los precios: un crecimiento de la demanda mayor al esperado, retrasos en las licitaciones PEG-5 y PET-3, y el regreso de condiciones de sequía.

“Guatemala debe estar preparada para distintos escenarios y no depender exclusivamente de la buena suerte climática”, concluyó.

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Con una demanda máxima que recientemente alcanzó los 3.923 MW y una capacidad instalada renovable de 1.554 MW, República Dominicana vive un crecimiento acelerado en generación limpia. No obstante, el avance renovable también expone tensiones en la red, donde la falta de flexibilidad provoca un alto nivel de vertimiento. Según Marvin Fernández, consultor en energía y medioambiente y CEO de GreenBox, el almacenamiento energético es la herramienta crítica para resolver esta problemática sin frenar la transición.

“El almacenamiento energético juega un papel fundamental en el SENI, eliminando el vertimiento de energía y dando mayor estabilidad a la red”, asegura Fernández, quien presidió la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) entre 2022 y 2024.

Solo durante el mes de junio se vertieron 18.549,41 MWh de energía renovable, lo que representa un 11,7% de la generación. Estas pérdidas no solo afectan a los generadores, sino también a las empresas distribuidoras, al deteriorar su flujo de caja. “Es precisamente en el horario nocturno donde el costo de energía en el mercado spot se incrementa en sus valores máximos, y los proyectos con almacenamiento vienen a reducir el mismo a través del arbitraje de energía”, explica.

A esto se suman los beneficios técnicos del almacenamiento, que permitirá brindar servicios complementarios a la red como regulación de frecuencia, tensión, arranque en negro, e incluso tecnologías más avanzadas como el grid forming. Para Fernández, estos atributos serán claves en la transformación operativa del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Proyecciones del mix y planificación del sistema

De cara a los próximos cinco años, el mix energético dominicano estará liderado por el gas natural, con una participación proyectada del 51%, consolidándose como el combustible de la transición. Le seguirán el carbón mineral (26%) y el Fuel Oil #2 (1%), mientras que las renovables no convencionales mantendrán su expansión: energía solar (12%), eólica (5,3%) y biomasa (0,8%). La hidroeléctrica, aunque convencional, se mantendrá en un 4,7% del total.

Este nuevo panorama estará acompañado por más de 2.000 MW de nueva capacidad térmica, mientras que 12 proyectos actualmente en construcción ya contemplan sistemas BESS. “Se prevé que para 2027 entren de los primeros parques fotovoltaicos con almacenamiento”, anticipa Fernández. Esto permitirá reducir los costos en las horas punta del Mercado Eléctrico Mayorista, con impacto positivo directo en las empresas distribuidoras.

A su vez, la reciente licitación de 600 MW renovables representa una oportunidad para introducir ajustes que favorezcan proyectos con mayor grado de avance. “Entendemos que esta licitación es un buen punto de partida, y que debe ampliar su alcance para que también puedan entrar aquellos proyectos eólicos y solares que cuenten con concesión definitiva al momento de entregar su oferta técnico-económica”, señala.

De fondo, persiste una necesidad estructural: garantizar inversiones estratégicas y coordinadas en generación, transmisión y distribución. “El crecimiento marcado de la demanda indica que se deben seguir haciendo las inversiones estratégicas en los sectores generación, transmisión y distribución, para poder abastecer la demanda en horas pico, garantizando estabilidad en la operación de la red, reduciendo costos y emisiones de gases de efecto invernadero”, advierte Fernández.

En esa línea, también subraya que la clave es contar con generación flexible para permitir una mayor integración de renovables sin comprometer la estabilidad del sistema. “Es vital poder contar con generación flexible que pueda mantener ese balance entre la oferta y la demanda, para permitir una mayor integración de fuentes renovables, sin afectar la estabilidad de la red, que es al final lo que el país busca”, concluye.

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Colombia alcanzó en agosto de 2025 un hito histórico en el desarrollo de energías limpias: 2376 megavatios en proyectos de mediana y gran escala en operación y otros 995 MW en autogeneración y generación distribuida. En total, ya funcionan 20.122 proyectos que consolidan el rol de las renovables en la matriz eléctrica.

El informe de SER Colombia detalla que la industria ha movilizado USD 2.500 millones en inversión privada, aportado 10 billones de pesos al mercado eléctrico y generado más de 22.000 empleos directos durante la fase de construcción, llevando nuevas oportunidades a regiones apartadas del país.

El gremio enfatiza: “Las renovables no son solo un sector. Son una causa nacional. Son empleo, inversión, desarrollo territorial, justicia social, competitividad, futuro”.

Sin embargo, los avances conviven con importantes cuellos de botella. El propio informe reconoce que “los tiempos de puesta en marcha de los proyectos son excesivamente largos”. La entrada en operación puede tardar entre 2 y 5 años sin licencia ambiental, y entre 3 y 7 años con licencia ambiental, a lo que se suman 247 trámites represados en distintas entidades, con demoras que alcanzan los 2000 días.

Otro de los retos señalados está en el plano financiero. De los proyectos en etapa de desarrollo, solo el 20% (1631 MW) está en condición Ready to Build, mientras que el 87% no ha alcanzado cierre financiero.

La falta de contratos de largo plazo limita la viabilidad de las iniciativas, agravada por un esquema de subastas que, bajo la normativa vigente, desincentiva la participación de las fuentes no convencionales.

El gremio también advierte sobre el riesgo de un déficit estructural en 2027, dado que el consumo eléctrico nacional crece al doble de la capacidad instalada.

“Si no actuamos ya, las cifras oficiales proyectan un déficit de energía eléctrica en 2027 y los tiempos de entrada de los proyectos siguen siendo excesivamente largos”, resalta el documento.

Para enfrentar estos desafíos, SER Colombia trabaja con el Gobierno en un plan de choque con ocho medidas regulatorias urgentes, entre ellas la simplificación de licencias ambientales, la liberación exprés de capacidad de conexión y la habilitación de subastas de contratos de largo plazo.

De estas iniciativas, cinco ya muestran avances regulatorios que podrían facilitar la entrada de nuevos proyectos en los próximos meses.

A pesar de los retos, el balance es positivo. El sector no solo aporta capacidad instalada y seguridad energética, sino que también impulsa la diversificación económica, la justicia social y la resiliencia del sistema eléctrico frente al cambio climático.

Como concluye el informe: “El potencial existe, pero se requiere seguir sumando esfuerzos para que los proyectos puedan desarrollarse oportunamente y de forma sostenible”.

El dinamismo se refleja también en los proyectos en curso. Para finales de 2025 se prevé la entrada en operación de 12 nuevas iniciativas que sumarán 419 MW y entre 2026 y 2027 se sumarán 493 MW adicionales. Además, el pipeline a largo plazo es robusto: 132 proyectos con 7.900 MW en desarrollo hasta 2029.

Con cifras récord de inversión, empleo y capacidad instalada, y con un portafolio en expansión que apunta a casi 8 GW hacia 2029, las energías renovables se consolidan como una de las mayores apuestas de desarrollo para Colombia.

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Veinte legisladores de la Cámara de Diputados presentaron un proyecto de ley para prorrogar la estabilidad fiscal prevista en la Ley 27.191, que regula el desarrollo de las energías renovables en Argentina. La propuesta extiende hasta 2045 el marco vigente, una señal que desde la CEA se valora como un paso fundamental para garantizar la continuidad y el crecimiento del sector.

La iniciativa contempla que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estén alcanzados por tributos específicos, cánones o regalías en ninguna jurisdicción del país, asegurando que las reglas de juego permanezcan claras y estables en el tiempo.

Para la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA), lo central de esta prórroga es que ofrece estabilidad fiscal y jurídica de largo plazo. Esto permite proteger las inversiones ya realizadas y dar viabilidad a nuevos proyectos de gran escala, en un contexto en el que el crecimiento económico del país indefectiblemente demandará mayor generación eléctrica.

“La industria renovable no necesita subsidios ni beneficios fiscales adicionales. Lo que requiere es previsibilidad, un marco jurídico confiable y reglas claras para seguir invirtiendo con financiamiento de largo plazo. La estabilidad es, en sí misma, la mejor política de fomento”, destacó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

El sector de las energías renovables es intensivo en capital y demanda horizontes de planificación de entre 15 y 20 años. Por eso, la continuidad de la Ley 27.191 constituye un instrumento clave para atraer capital nacional e internacional, consolidar los avances logrados en la última década y contribuir a una matriz energética más diversificada y competitiva.

La CEA considera que esta prórroga refuerza la confianza de los inversores y brinda señales concretas para que Argentina pueda seguir ampliando su capacidad renovable, generando empleo y desarrollando la cadena de valor local.

El país cuenta con un potencial extraordinario en energía eólica, solar y otras fuentes renovables. En la última década, estos recursos han permitido diversificar la matriz eléctrica, generar miles de empleos y atraer inversiones millonarias en infraestructura.

“La prórroga de la Ley 27.191 representa una oportunidad para profundizar este camino, garantizando que las energías renovables continúen siendo un motor de desarrollo económico, social y ambiental para la Argentina”, concluyó Ruiz Moreno.

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