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Energía Estratégica presenta su nueva sección dedicada exclusivamente al almacenamiento energético. Bajo el nombre de EE Storage, el medio lanza un espacio informativo enfocado en el análisis técnico y comercial del mercado de baterías BESS, uno de los pilares clave de la transición energética en la región.

El lanzamiento se complementa con un newsletter gratuito, ya disponible para suscripciones, que reunirá semanalmente las novedades más relevantes del sector. Regulaciones, proyectos en curso, adjudicaciones, productos innovadores y entrevistas con actores estratégicos serán parte del contenido curado que llegará a los suscriptores.

Así, EE Storage se posiciona como una herramienta fundamental para ejecutivos, desarrolladores y consultores que buscan mantenerse actualizados con información verificada y especializada.

El almacenamiento con baterías viene ganando terreno como una solución clave para el equilibrio de redes eléctricas y la integración de energías renovables. Según datos publicados por OLADE, América Latina ya supera los 1.560 MW de capacidad instalada, lo que marca un salto considerable respecto a años anteriores.

Este crecimiento se refleja con fuerza en distintos mercados. En Argentina, por ejemplo, la licitación AlmaGBA convocó casi 30 ofertas por más de 1.300 MW, en la primera subasta específica para sistemas de almacenamiento. Por su parte, en Chile, el auge es aún más notorio: existen más de 14 GW en proyectos con almacenamiento en fase de calificación ambiental, lo que posiciona al país como líder regional en desarrollo de esta tecnología.

Además, Guatemala también inicia una nueva etapa. La licitación PEG-5 habilitará por primera vez la participación de sistemas BESS, según confirmaron actores como FES Iberia, abriendo nuevas oportunidades en el mercado centroamericano. En paralelo, Brasil se prepara para una transformación normativa: ANEEL confirmó que publicará su reglamento específico para baterías en el segundo semestre de 2025, lo que podría detonar una ola de proyectos híbridos y de respaldo en todo el territorio.

Este contexto dinámico exige una cobertura técnica constante, que permita comprender las particularidades regulatorias, los desafíos de integración y las oportunidades comerciales que se abren país por país.

Empresas líderes se suman a la propuesta

Conscientes del potencial del mercado, más de 20 compañías ya confirmaron su participación en el PVBook 2025, el anuario interactivo de Energía Estratégica que reúne a los desarrolladores de soluciones BESS más innovadoras de la región.

Además de gigantes del sector como Hitachi Energy (con su Grid Edge BESS de 2,8 MW y 4,5 MWh) o Wärtsilä, que sigue potenciando su plataforma GEMS, se suman firmas de amplio recorrido como:

• INDEI, con sistemas modulares industriales de hasta 1 MWh.

• Sungrow, que actualiza su línea PowerTitan para grandes instalaciones.

• Energía Real, con soluciones llave en mano para aplicaciones comerciales e industriales.

• Ampner, que presenta su inversor ACMVOLT orientado a plantas híbridas.

• Fronius, con propuestas para almacenamiento en generación distribuida.

• Sinexcel, que lanza baterías escalables de alta densidad energética.

• SYPA, especializada en integración de contenedores BESS en sistemas aislados.

• Energía Andina, con soluciones adaptadas al sector minero chileno.

• GoodWe, que refuerza su línea de almacenamiento residencial y comercial.

Estos lanzamientos no solo reflejan innovación tecnológica, sino también un creciente interés en adaptar las soluciones BESS a las necesidades específicas de cada mercado, desde esquemas off-grid hasta almacenamiento de gran escala.

Una fuente de inteligencia para el ecosistema energético

Con EE Storage, Energía Estratégica apuesta a consolidar un canal informativo de alto valor, alineado con las necesidades de un público especializado. El boletín incluirá actualizaciones sobre:

• Reformas regulatorias y marcos legales emergentes.

• Proyectos en desarrollo, licitaciones y adjudicaciones recientes.

• Casos de negocio, nuevos modelos comerciales y estructuras financieras.

• Entrevistas con protagonistas del sector público y privado.

• Lanzamientos tecnológicos y comparativas de productos.

Cada edición estará orientada a aportar inteligencia de mercado, con foco en el análisis y la utilidad para la toma de decisiones estratégicas.

La suscripción ya está habilitada para ejecutivos, utilities, fabricantes, integradores, desarrolladores y analistas de toda Iberoamérica.

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El desarrollo renovable en la Región Andina está entrando en una fase decisiva. Perú despierta un creciente interés de los inversores por su excelente recurso solar y eólico, Colombia enfrenta el reto de destrabar una importante cartera de proyectos ya en desarrollo; y Chile, el mercado más maduro de la región, avanza hacia una segunda ola con foco en almacenamiento y servicios complementarios.

No obstante, en los tres mercados persisten obstáculos regulatorios que generan incertidumbre para el ingreso de nuevas inversiones. Estas tensiones fueron analizadas por referentes de compañías líderes del sector durante el webinar «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento», organizado ayer por Energía Estratégica.

Durante el primer panel del evento “Potencialidad y proyectos en ciernes”, los directivos de Solis, Gotion, Ventus y Blaud Energy evaluaron las condiciones necesarias para destrabar las inversiones en energías limpias y sistemas de almacenamiento en gran escala. Coincidieron en que la falta de marcos regulatorios definidos y la ausencia de certidumbre jurídica son los principales desafíos para las renovables.

“Cada país tiene que presentar una certeza jurídica y marcos normativos definidos para que las inversiones avancen”, planteó Víctor Sobarzo, Director de Ventas ESS en Gotion. Para el ejecutivo, ese marco inicial determina si los capitales llegan o no, sobre todo en tecnologías como las baterías, donde los retornos están fuertemente vinculados a los ingresos por servicios complementarios. En esa línea, Manuel Bervejillo, Director Comercial de Ventus, señaló que es clave que existan “reglas claras desde las autoridades e incentivos para almacenamiento”.

Según apuntan especialistas del sector, Perú es uno de los mercados  emergentes con mayor expectativas en Latinoamérica. Sergio Solis, CTO de Solis, destacó que “la estabilidad económica del país ha generado buenas condiciones para el interés de los inversores”, en contraste con Colombia, donde el contexto ralentizó el avance de los proyectos.

En tanto, Roy Zuleta, Managing Partner de Blaud Energy, señaló que el país ya inició una ola de proyectos utility-scale, con gigavatios en desarrollo, pero adviertió que “la regulación aún está en definición y cuando se publique permitirá que ingresen al sistema proyectos que ya cuentan con declaración de impacto ambiental positiva”. Según sus estimaciones, la matriz peruana podría absorber entre 3 y 4 GW en los próximos 4 o 5 años si se logra alinear la normativa.

Los especialistas coincidieron en que en Perú todavía tiene que definirse la regulación para tener claro cómo se implmentará, en qué horarios se podrá inyectar, bajo qué condiciones y cuáles serán los ingresos, para que los inversionistas puedan determinar cuando entrar al mercado peruano con proyectos utility scale.

“En Colombia se deben destrabar os problemas de certificación y permisología, que hacen que los proyectos no avancen a la velocidad que uno lo requiere. El tiempo mata proyectos, si no avanza evidentemente los parques mueren, o el inversionista buscará otra parte del mundo para invertir”, apuntó Sobarzo.

El mercado chileno es uno de los más maduros de la región, y los especialistas señalaron que tiene la obligación de «mostrarle al mundo que el almacenamiento es la solución». Sin embargo, coincidieron en que es urgente reforzar las redes eléctricas tras episodios como el apagón del pasado 25 de febrero.

“En Chile ya hay curtailment: en junio se vertieron 2.500 GWh y el año pasado fueron 6.000 GWh. Eso, por sí solo, es incentivo suficiente para que el almacenamiento se vuelva una necesidad”, sostuvo. el directivo de Gotion y apuntó a la necesidad de que haya una regulación para los servicios complementarios.

Obstáculos regulatorios y señales de mercado

Uno de los puntos críticos señalados en el debate fue la ausencia de definiciones técnicas y regulatorias para el almacenamiento, lo cual dificulta la entrada masiva de esta tecnología en la región. En el caso peruano, por ejemplo, se proyecta una exigencia de respaldo del 6 al 8% de la potencia nominal a partir de 2028, aunque no está claro si se aceptarán baterías, grupos electrógenos o gas. A pesar de esa indefinición, “ya estamos cerrando proyectos con baterías incorporadas desde hoy, anticipándonos a esa obligación”, sostuvo Zuleta.

Desde Gotion, Sobarzo destacó que Chile podría convertirse en un ejemplo regional, dado que ya comienza a discutir los servicios complementarios como modelo de negocio para almacenamiento. “El mercado chileno tiene una obligación de mostrarle al resto de la región y al mundo que almacenamiento es el futuro”, afirmó, y anticipó que otros países seguirán esa tendencia ante la creciente necesidad de soluciones  por los vertimientos.

En Colombia, sin embargo, el marco de certificaciones técnicas representa un obstáculo adicional. “El RETIE requiere certificaciones para inversores y paneles, pero aún no hay organismos acreditados para emitirlas, lo que genera una burocracia enorme”, advirtió Moncada de Solis. Desde su perspectiva, Perú ofrece mayor flexibilidad: “Puedes usar certificaciones UL o GECO, mientras que en Colombia no hay un ente que certifique al certificador”.

Para Manuel Bervejillo, de Ventus, las diferencias entre los tres países son estructurales. En Colombia, señala, “hay cerca de 2 GW instalados, apenas el 10% de su matriz energética, que es mayoritariamente hidroeléctrica”, mientras que Perú posee una matriz térmica que deberá sustituirse en el corto y mediano plazo. Chile, en cambio, “tiene la mayor inserción renovable, la mayor regulación y el mayor pipeline de almacenamiento de la región”.

La experiencia de cada empresa da cuenta de estas diferencias. Ventus tiene más de 700 MW construidos en Colombia, donde hoy ocupa un 25% del market share en solar utility-scale, y donde desarrolló el primer proyecto híbrido con batería de 2 MWh. Bervejillo señaló que esperan seguir consolidando su presencia en el país andino e incorporar parques éolicos. En Perú, espera concretar 3 GW en el corto plazo y hasta 7 GW hacia 2030, y en Chile se encuentra reinsertando como EPC de almacenamiento. A nivel regional plantea incorpora entre 700 MW y 1000 MW anuales al 2030.

Gotion, por su parte, está presente en Chile con soluciones BESS de 5 MWh y proyecta sistemas de almacenamiento de hasta 20 MWh en contenedores de 33 pies para 2027, con presencia en Chile y expectativas en Perú. “Tenemos una mina en Jujuy, fábricas en China, Alemania y próximamente Marruecos, y queremos posicionarnos en la región como fabricantes integrados de baterías”, explicó Sobarzo.

Solis, con 20 años de trayectoria en inversores, enfoca su estrategia en sistemas híbridos modulares que permitan escalar proyectos de forma flexible e integrarse con generación y baterías. “Estamos apostando por proyectos pequeños y medianos, entre 3 kW y 3 MW, con inversores híbridos todo en uno que facilitan la conexión posterior de baterías”, detalló el referente Solis, y anticipó un plan intensivo de certificación regional en los próximos seis meses.

“En Perú, podemos jugar con las diferentes certificaciones YEL de productos, tanto el sistema de monofásicos 230, Split Face, que también vemos en Perú, trifásicos a 220, trifásicos a 380, trifásicos a 440. Todas las diferentes potencias y modalidades de productos que hay”, detalló, y aseguró que Chile es uno de los mercados «más calientes en sistemas de almacenamiento» con su oferta de inversores de 50 kw, que se han instalado en proyectos pequeños de 100 kw, 200 kw o 300 kw.

Desde Blaud Energy ven oportunidad de negocio a largo plazo, planeando proyectos para el 2030 o 2032 en Perú, alineados al plan de transmisión del COES. Además, el ejecutivo aseguró que están mirando Colombia con interés, pero que es necesario reducir los tiempos de desarrollo para que los inversionistas no se vayan a otros países. 

Para Zuleta, el potencial está sobre la mesa. “Perú tiene proyectos que podrían ingresar con PPAs privados ya firmados, mientras que en Colombia hace falta resolver la burbuja de desarrollos acumulados y destrabar las garantías”. Aun así, considera que Chile marca el rumbo. “Todos estamos aprendiendo de los aciertos y desaciertos de Chile; el almacenamiento, la hibridación y la regulación van a definir la segunda ola renovable en la región”, concluyó.

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Las empresas tecnológicas líderes en energía a nivel global observan que la región andina está entrando en una nueva etapa para las renovables, donde la ventaja competitiva ya no se gana solo con el precio del módulo o la batería, sino con soluciones integradas, eficientes y escalables e identifican a Chile, Colombia y Perú como los tres principales polos de inversión tecnológica en este nuevo ciclo. 

Esta mirada fue el eje del panel “Tecnología, integración y competitividad: cuál es el futuro de los mercados andinos y qué soluciones se ofrecen”, realizado el 30 de julio en el marco del webinar organizado por Energía Estratégica, donde representantes de JA Solar, APSystems, Sungrow, Great Power y CAPO Energy coincidieron en que el futuro del sector estará definido por la capacidad de adaptar tecnologías avanzadas a las particularidades técnicas, regulatorias y climáticas de la región.

Según Erick Andrés Melo Villar (JA Solar), la adopción de módulos n-type y bifaciales es clave para operar con eficiencia en ambientes desafiantes como los del altiplano peruano o colombiano, donde condiciones de altitud y polvo reducen el rendimiento. “Estos módulos nos permiten reducir el LCOE en entornos donde la irradiancia fluctúa y las condiciones climáticas son extremas”.

Para Gustavo Marín, de APSystems, la importancia de los sistemas MLPE y microinversores, destacando su modularidad, flexibilidad de diseño y monitoreo individualizado. 

“La capacidad de monitoreo granular y control significa poder replicar configuraciones precisas y eficientes en toda la región”, aseguró. Subrayó además que estos sistemas están dejando de ser exclusivos del autoconsumo y empiezan a ser considerados en proyectos más amplios, gracias a su escalabilidad.

Desde Sungrow, César Sáenz explicó que los inversores híbridos y la integración tecnológica en proyectos utility scale son hoy un componente imprescindible para la estabilidad del sistema. 

En Chile, donde la capacidad solar superó los 14 GW en 2025 y se estima que los vertimientos alcanzaron los 6 TWh por falta de infraestructura de transmisión, el desafío ya no es generar, sino gestionar eficientemente esa energía. 

Asimismo, el apagón masivo de febrero, que afectó al 98 % de la población, evidenció la urgencia de contar con sistemas que integren generación y almacenamiento. 

“La integración entre generación y almacenamiento no es una opción; es una necesidad para estabilizar el sistema, evitar vertimientos y garantizar respaldo ante contingencias”, remarca Sáenz.

En el ámbito del almacenamiento, el portavoz de Great Power, Germán Rotter, destacó su estrategia centrada en soluciones BESS con alta vida útil y bajo costo. 

Subrayó que «no se trata solo de poner baterías: se requiere una integración tecnológica compleja que gestione la eficiencia operativa y prolongue la vida útil del sistema». 

Cuestionó la baja sofisticación de ciertas electrónicas de potencia y propuso sistemas con controladores inteligentes que optimicen la interacción entre batería, red y protecciones, especialmente en entornos de variabilidad de carga.

Por su parte, César Díaz Leigh de CAPO Energy añadió que el storage debe ser pensado como activo estratégico, capaz de ofrecer servicios como control de frecuencia o respuesta rápida desde plataformas complementarias, especialmente en mercados con baja confiabilidad de red.

En conjunto, la fotografía que emerge del panel muestra una región que acumula más de 2,5 GW de capacidad BESS instalada en América Latina y el Caribe, con Chile liderando activamente esta expansión, seguido por mercados emergentes con alto apetito tecnológico. 

La combinación de capacidades solares junto al avance del almacenamiento, confirma que los mercados andinos están listos para dar el salto tecnológico.

Sin embargo, aunque queda claro que la tecnología está lista y las soluciones están sobre la mesa, el gran desafío es destrabar los marcos regulatorios, dar señales claras de mercado y acelerar los procesos de integración.

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El ministro de Ambiente de Uruguay, Edgardo Ortuño, anunció la puesta en marcha de una herramienta clave para el futuro energético del país: una evaluación ambiental estratégica para el desarrollo del hidrógeno verde.

“Estamos instalando junto con el Ministerio de Industria, Energía y Minería un estudio y una construcción de la evaluación ambiental estratégica del sector para planificar, incentivar, minimizar impactos posibles negativos y potenciar las posibilidades del país”, manifestó Ortuño durante su intervención en el XI Congreso LATAM Renovables ‘Energía Inteligente’, organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).

Energía Estratégica estuvo presente en el evento, que reunió a referentes de alto nivel del sector energético nacional y regional, y allí el ministro explicó que este nuevo desafío y medida es pate de la segunda transición energética de Uruguay, más aún si se considera que el país ya cuenta con una hoja de ruta de H2V.

Dicha estrategia de largo plazo contempla 18 GW de capacidad renovable y 9 GW en electrolizadores hacia 2040, con metas intermedias como 300 MW en 2030 y 3 GW en 2035. Estos objetivos fueron ajustados levemente respecto a versiones previas de la hoja de ruta.

Ver más: «La primera planta de hidrógeno verde en Uruguay comenzará construcción en abril de 2025»

“El impulso del desarrollo sostenible debe ser asumido como un proyecto nacional que nos permita posicionarnos en el mundo como referencia y conseguir mejores oportunidades de inversión, de generación de puestos de trabajo y mejora de la calidad de vida”, remarcó el funcionario.

Para lograrlo, el Gobierno trabaja en un esquema de gobernanza transversal, con participación de todos los actores. Por lo que el nuevo modelo de evaluación busca anticiparse a impactos ambientales como los que han enfrentado proyectos de hidrógeno verde en otros países, especialmente por el uso intensivo de agua y suelos.

“El objetivo es minimizar impactos negativos”, afirmó Ortuño, y destacó la importancia de planificar de forma responsable para mantener el prestigio que ha construido Uruguay como marca país en energías limpias.

Liderazgo regional y cooperación internacional

Además de los avances a nivel local, Uruguay lidera actualmente el Grupo Sur de negociaciones climáticas rumbo a la COP 30 en Brasil y, en conjunto con países de la región como Brasil y México, construye una agenda “ambiciosa” para impulsar los compromisos internacionales.

En paralelo, Uruguay firmó un memorando de entendimiento con la Unión Europea, que aportará 2 millones de euros para fortalecer capacidades institucionales, apoyar infraestructura y fomentar diálogo ciudadano en torno al hidrógeno verde

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La región Sur de República Dominicana dio un paso decisivo hacia la expansión de su matriz renovable con la inauguración de la línea de transmisión de 138 kilovoltios entre Cruce de Ocoa y Ocoa. La obra, puesta en operación por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) y encabezada por el presidente Luis Abinader, marcó un punto de inflexión en la modernización del sistema eléctrico nacional.

“La nueva línea de transmisión Cruce de Ocoa–Ocoa representa un avance estratégico que impacta positivamente el desarrollo de proyectos de energía renovable en la región Sur”, destacó el consultor en Energía y Medioambiente y miembro de ASOFER, Marvin Fernández, a Energía Estratégica.

La zona, subrayó, posee alto potencial solar y eólico, pero históricamente enfrentó limitaciones estructurales para evacuar energía hacia los principales centros de consumo.

“La sustitución de la línea existente por esta nueva infraestructura incrementa significativamente la capacidad de transmisión, mejora la calidad del servicio eléctrico y reduce las pérdidas técnicas en los conductores”, agregó Fernández, quien consideró que esta obra facilita la conexión de nuevos proyectos y evita el congestionamiento que hasta ahora obstaculizaba la expansión renovable en el sur del país.

“Se habilita la evacuación de mayor energía limpia, abriendo oportunidades concretas para desarrolladores e inversores del sector”, remarcó Fernández.

Por su parte, el Ministro de Energía y Minas (MEM), Joel Santos, destacó que la obra fortaleció la capacidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). El proyecto implicó una inversión de más de RD$ 293 millones, y permitió desmantelar una infraestructura obsoleta: una línea de 69 kV instalada en 1981 con postes de madera, la cual presentaba fallas frecuentes por el deterioro de sus componentes.

La nueva línea, de 24 kilómetros de longitud, fue construida con 97 apoyos, de los cuales 73 fueron torres reticuladas de acero galvanizado y 24 postes metálicos autosoportables. Todos fueron diseñados para resistir vientos de hasta 200 kilómetros por hora, una especificación clave dada la exposición climática de la región montañosa de San José de Ocoa.

El administrador general de ETED, Martín Robles, explicó que esta infraestructura forma parte del Plan de Expansión del Sistema de Transmisión 2021–2035, una hoja de ruta institucional alineada con la Estrategia Nacional de Desarrollo 2030.

“Este es un paso concreto hacia un sistema eléctrico moderno, resiliente y adaptado a la transición energética”, expresó Robles durante el acto inaugural, reconociendo el esfuerzo técnico detrás del proyecto.

Desde el punto de vista operativo, la línea fue equipada con aisladores poliméricos, conductores de alta capacidad y un cable de guarda OPGW de 24 fibras ópticas. Esta última incorporación no solo reforzó la seguridad del sistema ante eventos climáticos, sino que además permitirá en el futuro la instalación de nodos ópticos para mejorar la conectividad digital y la comunicación del sistema eléctrico regional.

Con una capacidad de transporte de 140 megavatios (MW), la nueva línea resolvió uno de los principales cuellos de botella para el desarrollo energético del sur: la imposibilidad de evacuar la energía generada por nuevos parques solares y eólicos, muchos de los cuales ya se encuentran en etapa de planificación o aprobación ambiental.

Además, la obra contribuyó a reducir pérdidas técnicas en el sistema, lo que impactará positivamente en los costos y la eficiencia operativa a largo plazo.

La inauguración de esta línea se sumó a otros hitos recientes, como la entrada en operación de la línea de 345 kV Montecristi–El Naranjo, de 128 kilómetros de extensión en la región Norte, que también fortaleció el SENI. Ambos proyectos forman parte de una política de Estado que busca convertir la infraestructura de transmisión en la columna vertebral de la transición energética dominicana.

“Esta inversión no solo mejora el suministro eléctrico actual, sino que habilita las condiciones necesarias para una integración masiva de energías renovables al sistema”, concluyó el ministro Santos, destacando que la expansión de la red eléctrica será fundamental para cumplir los compromisos nacionales en materia de sostenibilidad y reducción de emisiones.

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El Secretario Nacional de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, presentó su renuncia este miércoles, confirmaron fuentes oficiales. La decisión sorprende al sector energético, ya que el funcionario lideraba el cronograma plurianual de licitaciones que marca un nuevo rumbo para la matriz energética del país.

Urriola había sido designado en julio de 2024, en el inicio de la administración del presidente José Raúl Mulino, por lo que su paso por el cargo no alcanzó el año completo.

La salida del funcionario ocurre en un momento sensible para la estrategia energética nacional. Hace apenas unas semanas, encabezó el lanzamiento de la licitación LPI ETESA 01-25, primera convocatoria del nuevo esquema plurianual, orientada a contratar 135 MWEq de energía y 35 MW de potencia de nuevas instalaciones eólicas e hidroeléctricas, con entrada en operación desde enero de 2029 y contratos de suministro a 20 años.

“La publicación de este cronograma marca un punto de inflexión en la forma en que Panamá planifica el crecimiento de su parque generador”, afirmaba Urriola, quien fue una de las principales voces técnicas del proceso.

Desde la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), el proceso continúa su curso: la recepción de ofertas será hasta el 30 de octubre, y la adjudicación definitiva está prevista para el 5 de enero de 2026, con firma de contratos antes del 24 de febrero de ese año.

La licitación plantea requisitos técnicos estrictos: solo podrán participar proyectos con licencia definitiva o concesión otorgada por ASEP, y en el caso de parques eólicos, deben contar con certificación internacional tipo IEC 61400-1.

“Los contratos a corto plazo no permiten recuperar adecuadamente la inversión en nuevos proyectos”, advertía el funcionario, quien defendía la extensión contractual como herramienta para asegurar tarifas más competitivas y atraer capital internacional.

Otra decisión clave del esquema fue la exclusión temporal de la energía solar. “En esquemas abiertos, la alta competitividad del solar puede llevar a que toda la adjudicación se concentre en esta tecnología”, explicaba Urriola, quien remarcó que habrá una licitación exclusiva para solar en 2026.

La renuncia fue anunciada apenas dos horas después de que la Secretaría Nacional de Energía publicara información sobre una reunión entre Urriola, el presidente del Consejo Empresarial Estados Unidos-Panamá (USPA), Juan B. Sosa, y el cónsul general en Houston, Manuel Salerno, para tratar “temas claves de interés común relacionados al sector energético”.

Además, el funcionario había elevado una propuesta al ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, para modificar el proyecto de ley sobre producción de etanol, como parte de una estrategia oficial para incentivar cultivos de caña y generar empleo, medida que el presidente Mulino presentará en su viaje a Brasil en agosto.

En paralelo, Urriola mantenía abierta la agenda sobre la interconexión eléctrica nacional, en particular el diálogo con comunidades originarias para obtener su aval sobre el uso del territorio. Estaba prevista una serie de reuniones con autoridades comarcales para consensuar el avance del proyecto, lo cual muestra que su salida interrumpe negociaciones clave para la expansión de infraestructura energética.

La renuncia de Urriola se suma a otras salidas que ha sufrido el gabinete de Mulino en su primer año, entre ellas la de Arturo Alvarado (Sinaproc), Jaime Trujillo (SPI) y Elizandro Hernández (Gobernación de Guna Yala).

La ausencia de Urriola genera incertidumbre sobre la continuidad del cronograma de subastas eléctricas, que contempla al menos cinco licitaciones entre 2025 y 2028 para incorporar más de 2.700 MW de capacidad renovable nueva, según cifras oficiales.

“Desde el punto de vista energético, el cronograma establece un camino claro para la incorporación de nuevas capacidades renovables —eólica, hidroeléctrica, solar y respaldo— de manera ordenada, técnica y complementaria”, señalaba Urriola, perfilándose como arquitecto técnico de la transformación energética panameña.

Con su salida, el sector observa con atención quién será su reemplazo y cómo se redefinirán las prioridades estratégicas del país en un momento clave para la descarbonización, la inversión privada y la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

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Durante las próximas horas dará inicio el evento virtual que concentra la atención del ecosistema energético de la región andina. Este 30 de julio, Energía Estratégica organiza un exclusivo webinar gratuito que reunirá a representantes clave del sector para debatir sobre el futuro energético de Chile, Colombia y Perú.

Bajo el título «Revolución energética en la Región Andina: regulación, renovables y almacenamiento», el encuentro se enfocará en el avance de los marcos regulatorios, el despliegue de tecnologías BESS y las condiciones de financiamiento para acelerar la transición energética en la región. La inscripción es libre y puede realizarse en el siguiente enlace: https://forms.gle/6Ygr5UrysPFHHSzs8

El evento se desarrollará en dos paneles principales y una conversación destacada, iniciando a las 9:00 (hora de Perú-Colombia). El primer bloque, titulado «Potencialidad y proyectos en ciernes», presentará el panorama de nuevas oportunidades en solar, eólica y almacenamiento.

Participarán Sergio Rodríguez Moncada (Solis), Víctor Sobarzo (Gotion), Celin Acosta (Orange Energy), Manuel Bervejillo (Ventus) y Roy Zuleta (Blaud Energy), quienes analizarán la evolución de las licitaciones, la estabilidad de la red y la expansión de capacidad instalada.

“El objetivo es explorar cómo las nuevas tecnologías están redefiniendo el mapa energético andino”, anticipan desde la organización.

Luego, se llevará a cabo una entrevista destacada a Alfredo Solar, regional manager para Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy, quien presentará los principales proyectos, hitos y aprendizajes de la compañía en el marco de la transición energética. Se abordará, además, qué aprendizajes pueden intercambiar los países de Latinoamérica para impulsar nuevos parques renovables y soluciones BESS.

Segundo bloque

El segundo bloque, previsto para las 9:45 hs (Perú-Colombia), se titulará «Tecnología, integración y competitividad», con foco en las soluciones emergentes que definen la competitividad del sector.

Disertarán Erick Andrés Melo Villar (JA Solar), Gustavo Marín (Great Power), Germán Rotter (APsystems), Cesar Sáenz (Sungrow) y Cesar Diaz Leigh (Capo Energy). Se explorarán temas como digitalización de redes, integración tecnológica y adaptación de los modelos de negocio ante el nuevo entorno regulatorio y económico.

“La digitalización y el almacenamiento jugarán un rol clave para reducir intermitencias y brindar nuevos servicios a la red”, subrayan los organizadores.

Con un enfoque técnico y estratégico, este webinar se posiciona como un punto de encuentro fundamental para identificar riesgos, oportunidades e impulsar nuevos modelos de desarrollo energético en la región. Además, será la antesala del FES Perú, evento presencial que se celebrará el 29 de septiembre en Lima y que convocará a más de 500 referentes de toda la cadena de valor del sector.

La participación de hoy será decisiva para captar tendencias y prepararse ante un escenario de creciente demanda eléctrica, aceleración renovable y necesidad de marcos regulatorios robustos.

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Los parques solares en América Latina están atravesando un punto de inflexión. Con un volumen creciente de proyectos en carpeta y mayor sofisticación técnica en los desarrollos, el sector se apoya en un nuevo conjunto de soluciones diseñadas para optimizar cada aspecto del rendimiento fotovoltaico: eficiencia energética, integración con almacenamiento, confiabilidad operativa, instalación flexible y sostenibilidad ambiental.

Uno de los mercados con gran potencial y en el que los inversionistas están poniendo expectativas es Perú con más de 16,3 GW en evaluación, el país se transforma en escenario estratégico para tecnologías de alto rendimiento como los módulos. El sector de energía solar de Panamá también avanza, donde la capacidad instalada alcanza los 619 MW y se prevé una nueva licitación para centrales solares en 2026, con fecha de inicio de suministro en 2028.

Por su parte, Colombia opera actualmente con aproximadamente 700 MW de capacidad solar instalada, mientras se acumulan solicitudes por alrededor de 2 GW, mientras que Chile sigue liderando la región con más de 10 GW de potencia fotovoltaica instalada.

En este marco, las empresas lanzan innovaciones para acompañar el crecimiento de los mercados. Growatt es uno de los actores que responde a esta demanda con tecnología especializada tanto para grandes parques solares como para instalaciones distribuidas. En utility-scale, su inversor MID 30-50KTL3-X2 ofrece potencias de salida entre 30 y 50 kW y una eficiencia máxima del 98,8%. Su amplio rango de voltaje de entrada (200 a 1100 V) y diseño trifásico le permiten adaptarse a distintas condiciones de campo, facilitando la operación en proyectos solares de mediana y gran escala.

En generación distribuida, la marca se destaca con el microinversor NEO 2500M-X2, eficiencia MPPT de 99,5% y eficiencia máxima del 96,5%. Su arquitectura lo convierte en una opción ideal para esquemas residenciales y comerciales, donde la segmentación de sombreado y la optimización por panel se vuelven fundamentales.

La integración entre fotovoltaica y almacenamiento es otra tendencia que toma fuerza en la región. En ese sentido, Growatt ofrece su batería Hope 5.0L-B1, basada en tecnología LFP, con 5,0 kWh de capacidad, más de 6.000 ciclos de vida útil y una profundidad de descarga del 98%. 

El almacenamiento cobra protagonismo en mercados como Argentina, donde la reciente licitación AlmaGBA despertó un alto interés: 14 empresas presentaron 27 ofertas por un total de 1.346,9 MW de capacidad en sistemas BESS. La tecnología se convierte así en un componente estructural del nuevo ecosistema energético regional, habilitando una mayor penetración renovable y mejorando la calidad del suministro.

En este sentido, Risen Energy ofrece un sistema de almacenamiento BESS de 5.016 MWh, con una eficiencia RTE superior al 94%, refrigeración líquida inteligente y arquitectura en contenedores de 20 pies que reduce en más del 46% la ocupación de superficie. 

En cuanto a módulos presentó el HJT de 730 Wp, con una eficiencia del 23,5% y una degradación anual de apenas 0,3%, lo que asegura que tras 30 años conservará el 90,3% de su potencia original. Incorpora tecnología de conversión UV para evitar degradación por radiación, células ultrafinas y un sistema de interconexión sin estrés (Hyperlink) que incrementa la fiabilidad operativa. 

Por su parte, S-5! frece un portfolio de soluciones que se adaptan a las necesidades de cada proyecto. Su sistema PVKIT®, el primero sin rieles, está diseñado para mejorar la eficiencia, reducir peso estructural y garantizar la estanqueidad del techo. Permite instalar módulos y elementos de anclaje, reduciendo los tiempos en al menos un 30%. Además que es 85% más ligero y mejora la distribución de carga en un 25%.

Complementan esta solución las abrazaderas S-5-H™ Mini para techos metálicos engargolados sin perforaciones, permiten fijaciones seguras, sin alterar la integridad estructural ni la impermeabilidad de la cubierta. Para cubiertas de fijación expuesta —trapezoidales u onduladas— los brackets de S-5! incluyen tornillos autoperforantes y sello EPDM de célula cerrada, garantizando estanqueidad, resistencia al viento y una instalación sin filtraciones.

La versatilidad de estas soluciones quedó demostrada en el proyecto solar sobre techos curvos más grande de Centroamérica. En San Pedro Sula, Honduras, se completó la instalación de 2,46 MW sobre 27 techos engargolados curvos autosoportantes dentro de un parque industrial, una obra liderada por SEL Energía, división de energía solar de Dicoma Corporación, y respaldada por la tecnología de S-5!.

Gonvarri Solar Steel refuerza la infraestructura solar con soluciones pensadas para acelerar los tiempos de montaje y facilitar la adaptación a terrenos desafiantes en la región. Su nuevo seguidor solar TracSmarT+1P presenta una inclinación de hasta 60°, menos piezas estructurales y un sistema de bloqueo mecánico que mejora su estabilidad frente a vientos extremos. 

Todas estas soluciones forman parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países. 

Su catálogo digital permite comparar especificaciones técnicas entre productos y ofrece datos confiables, actualizados y adaptados a las necesidades de planificación de infraestructura energética. Con una interfaz multilingüe y multirregional, se posiciona como una guía esencial para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas.

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La próxima licitación de energías renovables con almacenamiento en República Dominicana genera alta expectativa entre los actores del sector, aunque aún no hay definiciones concretas sobre su diseño ni pliegos oficiales disponibles. Según lo anunciado por el Ministerio de Energía en abril de este año, la convocatoria se lanzaría en 2025 y podría implicar hasta 300 MW, aunque no se ha fijado ese número como un tope definitivo.

“La expectativa de una nueva licitación en base a fuentes renovables se observa con atención desde su primer intento en 2019”, comentó el consultor senior Rafael Velazco Espaillat, a Energía Estratégica. 

Resalta que el momento clave que vive el país en materia de transición energética y que, a pesar de que no hay participación formal del sector privado en la elaboración de los términos, la presión del mercado se hace notar.

Esto se debe a que desde 2020, República Dominicana ha integrado más de 1.500 MW de proyectos renovables al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), distribuidos en 24 iniciativas de gran escala. Esto llevó a que el número de parques operativos pasara de 13 a 37 en todo el territorio, consolidando un ecosistema de generación limpia que sigue creciendo.

Además del despliegue operativo, la inversión privada ha superado los 1.200 millones de dólares desde la pandemia, con proyectos predominantemente solares fotovoltaicos.

En palabras de Velazco, “la escala más exitosa ha sido la de 50 a 100 MW, ideal para la estructura actual del SENI”, lo que marca un precedente importante para el tipo de ofertas que podrían configurarse en la próxima subasta.

Si bien no ha habido un acceso oficial a borradores ni a mesas de trabajo con el Ministerio de Energía o la Comisión Nacional de Energía (CNE), algunos funcionarios ya han anticipado el espíritu que podría guiar la nueva convocatoria.

Tanto el director de la CNE, Edward Veras, como el viceministro de Energía, Alfonso Rodríguez, han manifestado en foros públicos que “la licitación deberá buscar un equilibrio ante la reducción de precios de los sistemas fotovoltaicos”.

Velazco coincidió en la importancia de este objetivo y subrayó: “Tenemos que evacuar un modelo de licitación donde el distribuidor tenga un precio competitivo, pero que también el proyecto y el número resultante hagan sentido financiero”.

Esto implicaría diseñar reglas claras que permitan atraer inversiones sin comprometer la viabilidad económica de los adjudicatarios.

El escenario no es teórico. Actualmente existen más de 20 proyectos solares con sistemas de almacenamiento (BESS) ya aprobados por la CNE, y otros 20 se encuentran en proceso de evaluación, según reveló Veras durante el conversatorio “Almacenamiento de energía: baterías para una red eléctrica confiable y resiliente”, organizado por la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) el pasado 8 de julio.

Para el consultor, estos desarrollos podrían tener un rol protagónico en la licitación si se habilita su participación: “Las autoridades deberán pensar en un mecanismo que permita integrar a algunos de estos proyectos BESS en evaluación actualmente”, señaló.

Además, destaca que la demanda para esta nueva capacidad renovable ya está garantizada.

“Las oportunidades que se abrirán tanto para desarrolladores como para distribuidoras son muchas, y por el lado de la demanda, la nueva capacidad tiene más que asegurado su consumo en el corto y mediano plazo”, determinó.

Las condiciones del mercado y el sistema

Este impulso renovable también responde a variables económicas estructurales. Hoy, la energía solar es la fuente más barata del sistema, con contratos que rondan o incluso se sitúan por debajo de los 9 centavos de dólar por kWh, mientras que el promedio de compra de las distribuidoras alcanza los 15,5 centavos, según datos oficiales de la CNE.

En este contexto, el país mantiene como meta alcanzar un 30% de participación de energías renovables no convencionales (ERNC) para 2030, una aspiración que exige avanzar con procesos competitivos y técnicamente integrables al sistema.

Pero el desafío no se limita a convocar. Velazco advirtió que el éxito de esta subasta no dependerá solamente del volumen adjudicado, sino también de la capacidad del sistema para operar adecuadamente con el nuevo flujo de generación.

“Para cualquier licitación de proyectos de energías renovables, siempre hay que tener en cuenta cuánta integración puede operar adecuadamente el sistema sin consecuencias”, concluyó, marcando una hoja de ruta clara: garantizar reglas económicas claras, diseñar una convocatoria técnicamente viable y asegurar la inserción de proyectos sin poner en riesgo la estabilidad operativa del SENI.

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Ambor Structures, líder global en la fabricación de postes metálicos, consolida su presencia en mercados clave como Estados Unidos, Canadá, China, Japón, Australia y Nueva Zelanda, mientras impulsa un crecimiento acelerado en Estados Unidos, reforzando su posición dominante en el sector.

De este modo, avanza en un ambicioso plan de expansión en Latinoamérica con el objetivo de convertirse en el principal proveedor de soluciones estructurales para infraestructura eléctrica.

«Queremos ser partícipes de todos los proyectos de construcción de líneas de transmisión en la región, tanto en el sector renovable como en las utilities generales», manifestó el Business Developer Manager Latam & Mexico de Ambor Structures, Luis Hernández, en diálogo con Energía Estratégica.

“La idea es tener la mayor capacidad de participación posible en este mercado, citando y acompañando la visión general del General Manager Josh Carlson en sus propias palabras: el objetivo es que en los próximos 10-15 años Ambor Structures sea líder absoluto del suministro de postes metálicos en LATAM”, afirmó. 

Para concretar esta expansión, la compañía busca establecer alianzas con empresas EPC y utilities regionales, de modo de generar un acompañamiento posicional y participar desde las fases tempranas de los proyectos. 

Dicha estrategia de crecimiento incluye conocer en detalle el listado de obras de construcción de líneas de transmisión en cada país y convertirse en proveedor clave en los procesos licitatorios de todas las utilities.

Uno de los diferenciales es su oferta de soluciones tecnológicas orientadas a optimizar los costos de los proyectos. La compañía pone a disposición de sus clientes un equipo de más de 25 ingenieros con décadas de experiencia, dedicados a colaborar directamente con los departamentos de ingeniería de las empresas energéticas

«Buscamos que las empresas dialoguen con nuestro equipo técnico para revisar qué se puede ajustar y cuál es la mejor manera de reducir el CAPEX sin comprometer la calidad», indicó el entrevistado. Esto incluye analizar los procesos internos vinculados al diseño de estructuras para evitar sobrecostos y encontrar soluciones adaptadas a cada proyecto.

La gama de productos incluye postes de acero galvanizado y de alta resistencia. En algunos mercados, los postes de Ambor son conocidos positivamente como ‘postes brillantes’, destacándose por su material de alta calidad con bajo contenido de silicio, su galvanización superior, así como su durabilidad y rendimiento en diversos terrenos y condiciones climáticas extremas, permitiendo a la compañía desplegar sus productos en los 5 continentes y los polos norte y sur.

“Mientras que para el sector eólico ofrecemos la estructura metálica que va debajo de los mini aerogeneradores. Si bien no tenemos partners oficiales, fabricamos este tipo de productos para muchos fabricantes de turbinas por la calidad y especificación técnica muy precisa para que sea durable en el tiempo y diversos detalles sobre la carga mecánica de este tipo de productos”, sostuvo Hernández.

“Hemos llevado postes metálicos específicos al Polo Norte y al Polo Sur para proyectos de alta importancia que alli se han ejecutado, esto habla perfectamente del nivel de calidad, capacidad, compromiso y alcance que queremos aportar a nuestro clientes. Y los postes metálicos varían dependiendo del tipo de proyecto y del tipo de turbina que requiere instalarse, generalmente en el sector eólico hablamos de turbinas generadoras pequeñas, generalmente generadores de hasta 1 – 100 kw de capacidad, donde podemos fabricarles la estructura metálica y el soporte”, detalló.

Tiempos de entrega competitivos: un diferencial clave

La empresa tiene capacidad de ofrecer tiempos de entrega de 8 a 10 semanas desde China hasta los puertos de Latinoamérica aunque varía según el tipo de producto y el tamaño de los proyectos (siempre y cuando se cumplan algunos hitos previos y condiciones particulares) para poder lograr dichos tiempos. Esta rapidez permite a la compañía ser competitiva frente a fabricantes locales o regionales, al ofrecer un producto de alta calidad con tiempos de entrega optimizados. 

“Sabemos que no será sencillo posicionarnos como líderes en LATAM, pero tenemos un background importante en mercados de alta demanda técnica como Europa y Estados Unidos y contamos con rápidos tiempos de entrega para un producto de altísima calidad”, subrayó Business Developer Manager Latam & Mexico de Ambor Structures. También se recalca la capacidad de ingeniería instalada disponible al alcance de los clientes la cual invitan a descubrir con la idea de generar lazos a largo plazo.

Ambor Structures apunta a cubrir todo el territorio de habla hispana, desde México hasta Argentina, así como los países del Caribe. La compañía buscará participar en los principales proyectos de transmisión eléctrica y de infraestructura energética, ofreciendo soluciones integrales de ingeniería, fabricación y suministro de estructuras metálicas.

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Las licitaciones de almacenamiento en Argentina (AlmaGBA – ofertas técnicas ya presentadas) y Brasil (LRCAP Almacenamiento – aún por lanzarse) atraen el interés de diversos proveedores de sistemas BESS.

Uno de ellos es Trina Storage, empresa que adopta un papel estratégico, con soluciones tecnológicas que buscan responder a las exigencias regulatorias y técnicas de cada convocatoria, a fin de ofrecer soluciones cada vez más eficientes 

La empresa participará como proveedor integral en la convocatoria pública AlmaGBA, un proceso clave que busca adjudicar 500 MW de almacenamiento en redes de Edenor y Edesur para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), y por las que ya se conocen los 27 proyectos participantes que totalizan exactamente 1346,9 MW de capacidad.

“Estamos en negociaciones contractuales con diversas compañías que participan de la licitación dado que hay 45 días entre la apertura de sobres A (ofertas técnicas y administrativas) y sobres B (ofertas económicas), para adelantar diversas cuestiones, considerando también que cuanto antes entren en operación los proyectos, más beneficios tendrán”, indicó Mariana Goudel, sales manager Argentina y Brasil de Trina Storage. 

“En Argentina pudimos ver cómo el mercado evolucionó en los últimos cuatro meses. El nivel de discusiones está extremadamente alto y se está desarrollando fuertemente”, enfatizó en diálogo con Energía Estratégica con respecto al dinamismo que se traduce en contexto favorable para proveedoras con capacidad de adaptación e injerencia directa en la configuración de los proyectos.

En este marco, la compañía ofrece su solución Elementa 2, un sistema de almacenamiento de entre 4 y 5 MWh por contenedor de 20 pies, que redefine estándares de eficiencia y densidad energética.

La tecnología incorpora enfriadores multimodales, estructuras de transferencia térmica, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, garantizando óptimo rendimiento incluso en condiciones operativas exigentes.

Diferencias regulatorias y oportunidades tecnológicas

El enfoque urgente de Argentina contrasta con la planificación a largo plazo de Brasil, país que está a la espera de la regulación específica para baterías, que será el puntapié para la  subasta de capacidad de reserva con almacenamiento en sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento” y la convocatoria de sistemas aislados. 

De manera que Luciano Silva, gerente de producto e ingeniería BESS para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, destacó el trabajo previo de CAMMESA, que recopiló insumos del mercado a través de manifestaciones de interés (AlmaMDI) antes de lanzar una licitación concreta.

“CAMMESA ha pedido un montón de memorias descriptivas para entender cuáles son las limitaciones y flexibilidades reales de los BESS. Y los proveedores tenemos que ofrecer soluciones maduras”, subrayó Silva. Este proceso de aprendizaje acelerado ha generado un entorno de evaluación técnico-comercial sin precedentes en la región.

En el caso brasileño, la ventana de ejecución será más amplia, dado que es una subasta para inicio de suministro a cuatro años desde la adjudicación, donde los proveedores pueden ser “más ambiciosos y ofrecer tecnologías que hoy día están en desarrollo”, que permite mayor sofisticación tecnológica, con propuestas más innovadoras y de largo plazo.

Por su parte, Goudel precisó que en Brasil ya se encuentran en conversaciones con el Gobierno, aportando puntos técnicos y dudas que puedan surgir.

“Muchas empresas estudian Brasil. Hay muchas ofertas y expectativas hacia dicho país, aunque una vez publicada la licitación LRCAP Almacenamiento hasta la apertura de ofertas, seguramente habrá seis meses entre sí”, aclaró. 

Además, los proveedores han avanzado en un proceso de refinamiento más de detalle, del performance de los sistemas BESS, según Silva, que incluye la optimización de la flexibilidad inherente a esta tecnología, que debe ser calibrada a las necesidades particulares de cada licitación.

Como consecuencia, con la presencia activa en ambos procesos y un portafolio tecnológico robusto, Trina Storage consolida su papel como proveedor integral de soluciones BESS, y proyecta un crecimiento sostenido en Latinoamérica a medida que se profundiza la transición energética en la región.

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“La transición energética llegará a materializarse si mujeres y hombres, juntos, ponemos nuestros talentos al servicio del desarrollo de una nueva arquitectura del sector energético sostenible”, sostiene la asesora global en energía y clima, Rosilena Lindo Riggs, en conversación con Energía Estratégica .

Desde su experiencia como ex secretaria Nacional de Energía de Panamá y referente en el sector, Lindo plantea que la igualdad de género no es un ideal accesorio, sino una condición estructural para alcanzar los objetivos climáticos de América Latina.

“Llevar a la igualdad de condiciones para cosechar el talento de la mujer debe ser una prioridad si queremos ganar la batalla climática”, enfatiza.

Lindo es ingeniera civil de formación, con una doble maestría en Ciencias Ambientales y en Tecnología, Energías Renovables y Gestión Ambiental, cursadas en la Universidad Autónoma de San Luis Potosí (México) y en la Hochschule Köln (Alemania).

Su trayectoria incluye el liderazgo de la transición energética en Panamá, la dirección de Cambio Climático en el Ministerio de Ambiente, y el asesoramiento en la supervisión de la ampliación del Canal de Panamá.

En la actualidad existen al menos 27 organizaciones y asociaciones dedicadas a fomentar el rol de la mujer en el sector energético en Latinoamérica y el Caribe, creadas entre 1996 y 2024.

Sin embargo, la falta de implementación de políticas estructurales impide que su impacto se traduzca en igualdad real en los espacios de toma de decisión.

“La equidad es un medio, mientras que la igualdad es el resultado”, define Lindo.

La ejecutiva detalla una batería de medidas urgentes que deben activarse para acelerar esa transformación: levantar líneas base de género en el sector, establecer cuotas, implementar políticas de reclutamiento con entrevistas estandarizadas y paneles diversos, y publicar trayectorias profesionales y potencial salarial de forma transparente.

“Lo que no se mide, no se gestiona”, advierte la especialista. Y añade que es clave responsabilizar a todas las áreas por el cumplimiento de estas políticas.

Para promover vocaciones, Lindo sugiere crear mecanismos divulgativos que acerquen a más niñas y mujeres a las carreras STEM, apoyando su desarrollo profesional con programas de mentoría, módulos de recapacitación técnica en horarios flexibles y espacios de visibilidad.

“Las voces de las mujeres son igualmente valiosas y tod@s merecemos ser escuchad@s”, subraya, al tiempo que propone eliminar los llamados “manels”, paneles de discusión integrados exclusivamente por hombres.

También llama a apoyar redes presenciales y electrónicas de mujeres del sector, diseñar eventos específicamente dirigidos a ellas y asegurar su participación en paneles, jurados y espacios de representación institucional.

Otra de las líneas de acción apuntadas por Lindo es revisar y mejorar las políticas de género ya existentes dentro de las organizaciones y reiterar el compromiso con la igualdad desde los liderazgos ejecutivos, a través de mensajes institucionales y campañas de tolerancia cero frente al acoso y la discriminación.

Su perspectiva se fundamenta también en su experiencia internacional. Ha colaborado con organismos como el PNUD, el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente, y el BID Invest. Es además miembro activa de la Global Women’s Network for the Energy Transition (GWNET) y ha sido ponente en foros regionales sobre almacenamiento y financiamiento climático. Su enfoque combina planificación técnica, gobernanza ambiental y políticas de inclusión como pilares para acelerar la transición energética.

Interconexión Panamá-Colombia: un avance con desafíos

Como tema complementario, la experta también se refirió al estado actual del proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, considerado estratégico para la confiabilidad y la competitividad del sistema regional.

“El Estudio de Impacto Ambiental del lado colombiano fue presentado en febrero de este año y aún espera evaluación oficial”, indica.

En paralelo, Panamá necesita actualizar su estudio conforme a los cambios recientes en la regulación ambiental y obtener el consentimiento de tres grupos étnicos.

Lindo detalla que se están actualizando los datos financieros del proyecto, incluidos CAPEX y mecanismos de financiamiento, en coordinación con BID Invest, para que la empresa ICP pueda lanzar las licitaciones necesarias.

El paso clave restante será lograr una regulación armonizada entre ambos países, base para garantizar ingresos claros y viabilidad financiera.

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Guatemala podría retroceder en su camino hacia una matriz energética limpia si el diseño actual de la licitación PEG-5 se ejecuta sin ajustes. Esta es la observación que se destaca desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), que ve con preocupación el posible predominio de tecnologías térmicas en un concurso que representa el 60% del consumo nacional.

AGER enfatiza que Guatemala posee un vasto potencial de desarrollo en energía renovable, estimado en un 88%. Aprovechar este potencial sería fundamental para la estabilidad de las tarifas y reduciría la dependencia de las importaciones energéticas, beneficiando directamente al usuario final.

“Vemos que hay una decisión casi al cien por ciento tomada de que se contraten 700 megavatios de gas natural”, subrayó el presidente de AGER, Alfonso González en conversación con Energía Estratégica, quien insiste en que no se trata de rechazar el gas, sino de evitar una licitación que desvíe a Guatemala de su política energética.

La política vigente establece que el país debe alcanzar una matriz eléctrica 80% renovable, meta que actualmente se encuentra en un 66%. 

“En un año bueno de lluvia ya nos acercamos al 80%, pero con esta licitación podríamos caer por debajo del 40%”, alertó González. 

AGER enfatizó que no se opone a incluir el gas natural en la matriz de generación, siempre que se lo conciba como una tecnología de transición y no como un fin último.

El proceso PEG-5, impulsado por EEGSA, DEOCSA y DEORSA, y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), busca contratar 1.550 MW de potencia firme durante 15 años. AGER destaca que, si se adjudican los 700 MW esperados de gas natural, junto con 300 a 350 MW de carbón si es asociado con una parte renovable, y otros 500 MW sin restricción tecnológica, la matriz resultante podría ser hasta un 85% térmica.

Un riesgo para la competitividad y la estabilidad tarifaria

Una licitación mayoritariamente térmica pone en juego no solo las metas ambientales, sino la competitividad energética del país. AGER señaló que Guatemala no produce ningún combustible para generación, lo que la hace vulnerable a la volatilidad de los mercados internacionales.

“Todo es importado, y eso nos pone totalmente a merced de lo que pueda pasar en el mundo”, apuntó González. 

Recuerda que durante la crisis pospandemia y la guerra entre Rusia y Ucrania, Guatemala evitó aumentos extremos de tarifas gracias a su matriz renovable.

En este sentido, AGER advirtió que una mayor proporción de plantas térmicas incrementará la exposición tarifaria y afectará la previsibilidad de precios, algo especialmente crítico en contratos a largo plazo.

Además, una matriz con bajo componente renovable podría desalentar inversiones extranjeras. 

“Los grandes centros de datos, de inteligencia artificial, robótica y manufactura avanzada están priorizando el consumo eléctrico limpio. Nos aleja de poder cumplir con esos requerimientos”, sostuvo González.

El diseño actual de PEG-5 establece un bloque base de 700 MW con operación 24/7, un bloque de curva de 700 MW con ajuste horario, y una reserva de 150 MW. Según AGER, esta estructura favorece tecnologías térmicas, capaces de garantizar firmeza, pero desincentiva la competencia renovable.

Añade que las condiciones actuales de la licitación no diferencia tecnologías según sus atributos.

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El mercado eléctrico mayorista (MEM) de México atraviesa un momento de dinamismo, desde la consultora Admonitor destacaron que, tras varios años de desaceleración, hoy se observa un incremento en la capacidad de generación incorporada al sistema, derivado de inversiones recientes. No obstante, “estas inversiones apenas están subsanando el déficit energético acumulado durante los últimos seis años”, señalaron en diálogo con Energía Estratégica.

Desde la firma manifestaron que ven señales claras de apetito inversor en renovables, pero que el principal freno estructural es la falta de reglamentación secundaria que permita ejecutar la nueva Ley del Sector Eléctrico.

“Se tiene que invertir con una mayor aceleración para subsanar este déficit”, enfatizaron. Esta urgencia contrasta con la inacción normativa: aunque la Ley del Sector Eléctrico ya fue promulgada, los mecanismos que permitirían implementarla, como disposiciones administrativas y leyes secundarias, todavía no se han definido ni publicado. 

“Tenemos la ley, pero falta entender cómo se va a llevar a cabo”, explican. Entre los ejemplos más claros, mencionan la nueva normativa sobre almacenamiento, que exige a las renovables instalar el 30% de su capacidad en baterías con tres horas de duración para acreditar potencia firme. Sin embargo, “esto aún no está plasmado en el manual del mercado para el balance de potencia, por lo tanto, no se puede aplicar”, advierten.

Lo mismo ocurre con la generación distribuida. Aunque la ley permite solicitudes de interconexión de hasta 0.7 MW, en la práctica la Comisión Federal de Electricidad (CFE) sigue respondiendo que solo se aceptan proyectos hasta 0.5 MW. Esto refleja una desconexión entre la normativa base y su aplicación operativa.

“Ya hay una dirección clara, pero todavía no definimos cuál es la hoja de ruta”, sostienen desde Admonitor. Las leyes secundarias estan prometidas para antes de fin de año, aunque reconocen que no hay certeza de que efectivamente se publiquen en esa fecha.

A pesar de estas limitaciones, el MEM continúa generando señales atractivas para el sector privado. Desde la consultora remarcan que el interés por desarrollar proyectos ha crecido notablemente: “el trabajo en estudios de perfectibilidad de interconexión se nos ha cuadruplicado en los últimos meses. Hay interés por construir centrales desde 50 MW a 300 MW”, aseguraron.

Los precios también incentivan este movimiento. “En promedio, rondan los 30 dólares por MWh, pero en regiones como la península superan los 100 dólares”, explicaron. Esto alienta a los acuerdos bilaterales de compraventa (PPAs), especialmente en zonas de precios bajos como Sinaloa o Sonora, donde los desarrolladores “buscan contratos privados para asegurar rentabilidad”.

Sin embargo, las restricciones técnicas también juegan en contra. En regiones como Oaxaca o el centro del país, la infraestructura de transmisión resulta insuficiente. “Se identifican refuerzos cada vez más costosos para poder interconectarse”, apuntan.

Como consecuencia, proyectos que antes requerían inversiones de 20 millones de pesos mexicanos en refuerzos hoy pueden demandar hasta 60 millones mexicanos. “A esto se suma la necesidad de instalar almacenamiento, lo que eleva aún más las barreras de entrada”, advierten desde Admonitor.

Ante este panorama, insistieron en la urgencia de reactivar las subastas de largo plazo. “Es un instrumento excelente que ya existe y no requiere ninguna modificación legal”, afirmaron. Los contratos PPA que surgen de estas subastas podrían cubrir hasta el 90% o 95% de la energía generada, facilitando el apalancamiento de nuevos proyectos.

“La administración pasada estaba más alejada del sector privado. En cambio, el discurso actual muestra un acercamiento, y eso se refleja en el Plan Nacional de Desarrollo”, destacaron.

De cara al corto plazo, subrayaron que “la demanda de energía está creciendo sostenidamente” y que esa necesidad deberá ser cubierta sí o sí, por el sector público o el privado. Pero para que eso ocurra, el marco regulatorio debe ofrecer certeza y viabilidad técnica.

“El mercado está en un buen momento, pero aún falta claridad en las reglas”, insistieron desde Admonitor.

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La generación distribuida en Argentina encuentra un nuevo impulso con la irrupción del modelo de alquiler solar desarrollado por SolarPower, que permite que el segmento residencial acceda a energía renovable sin necesidad de realizar una inversión inicial significativa. 

“Pensamos cómo cambiar la ecuación económica para que más gente pueda optar por esta tecnología”, sostuvo Ricardo Sarti, co-owner y lead project manager de SolarPower, en diálogo con Energía Estratégica. 

En su análisis, identifica tres grandes barreras históricas: regulación, precio de la energía y acceso al crédito. Para superarlas SolarPower desarrolló un modelo llave en mano que evita la compra directa del sistema y financia su instalación mediante una cuota mensual, expresada en UVAs, que es más baja que el ahorro generado en la factura eléctrica.

“El cliente no compra nada, solo paga una cuota mensual en UVAs, diseñada para ser menor al ahorro en su factura de luz. Mientras que el servicio comprende la instalación de un sistema on-grid completo, incluyendo monitoreo, mantenimiento, seguro y garantía de producción por un período inicial de cinco años, con renovación automática”, explicó, Sarti, remarcando que desde el primer mes ya se paga menos por el consumo eléctrico total.

A modo de ejemplo, el usuario paga una entrada inicial de entre el 10 y el 15% del valor del sistema, que cubre parte de la instalación y logística. Luego comienza a abonar la cuota mensual únicamente una vez que se encuentra operativo el medidor bidireccional, condición fundamental para habilitar la inyección de energía a red y maximizar el ahorro. 

El modelo apunta a optimizar el autoconsumo y permite una reducción del 60% al 70% en la factura eléctrica, con un ahorro neto del 25% al 30% anual luego de cubrir el pago mensual del sistema. 

Además, el contrato incluye desde el inicio una opción de compra, que se va reduciendo progresivamente porque una parte de la cuota mensual se descuenta del valor total del sistema. 

“Si se rompe algo, lo cambiamos. Si cae granizo, lo reponemos. Si no produce lo que prometimos, bonificamos la diferencia. Incluso antes de instalar, se realiza una medición técnica para verificar si vale la pena realizar la obra en función del sombreado de la propiedad”, afirmó el entrevistado. 

Con ello la compañía apunta especialmente a los hogares de clase media que históricamente quedaron fuera del alcance de la energía solar, al tiempo que destaca que el modelo no sólo apunta al beneficio ambiental, sino a resolver una necesidad concreta de ahorro económico inmediato.

Planes de expansión geográfica y desarrollo futuro

Actualmente, la propuesta de SolarPower se encuentra disponible únicamente en el Gran Buenos Aires, pero la compañía ya planifica su despliegue en otras provincias como Córdoba y Santa Fe a partir del próximo año, ampliando su alcance territorial con foco en zonas con alta concentración urbana y potencial de demanda residencial.

Al mismo tiempo, la empresa trabaja en ampliar su red de soluciones y generar alianzas dentro del sector. “Estamos abiertos a dialogar con el sector energético para nuevos proyectos. Trabajamos con una diversa variedad de soluciones fotovoltaicas y queremos seguir ampliando nuestro impacto”, co-owner y lead project manager de SolarPower

“No tratamos de prometer sustentabilidad al 2050. Venimos para que la gente ya empiece a pagar menos su factura de luz y contribuya al cambio climático desde ahora”, concluyó. 

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Durante la VII Reunión de Ministros y Ministras de Energía de la CELAC celebrada en Bogotá, se consolidó una agenda regional que articula esfuerzos políticos, financieros y técnicos para acelerar la transición hacia fuentes renovables.

El mensaje central: la región avanza hacia una mayor integración eléctrica y necesita voluntad política firme para transformar el financiamiento disponible en infraestructura concreta.

Entre las principales conclusiones, la exviceministra de Energía de Colombia, Rutty Ortiz Jara, señala que «hay una alineación de los países en promover las renovables».

Esa convergencia se manifiesta tanto en proyectos de generación como en iniciativas de interconexión regional, y cuenta con respaldo activo del BID, OLADE y GIZ.

Estos organismos, que participaron de la cumbre, enfatizaron durante la primera jornada, que ya están llevando adelante programas para financiar y asesorar iniciativas nacionales y multilaterales que buscan acelerar la transición energética.

En diálogo con Energía Estratégica, Ortiz Jara considera que ese acompañamiento institucional debe ser catalizado por acciones concretas: la voluntad política es la condición habilitante para destrabar los cuellos de botella regulatorios, financieros y técnicos.

«Con voluntad, lo técnico, lo regulatorio e incluso lo financiero se resuelve», centencia y aclara que mientras haya decisiones de alto nivel, los restantes componentes se armonizarán con mayor facilidad.

Un ejemplo concreto es la interconexión Colombia-Panamá, que según Ortiz Jara, «vive un momento histórico». Los gobiernos de ambos países ya manifestaron su voluntad de avanzar, los reguladores comenzaron el trabajo conjunto y los bancos de desarrollo se sumaron al proceso.

La iniciativa también cuenta con el respaldo técnico de la empresa binacional conformada por ISA y ETESA, y Europa está compartiendo su experiencia en regulación y operación de redes regionales.

De concretarse, esta obra podría convertirse en un nodo estratégico que conecte los mercados eléctricos de Mesoamérica y Sudamérica.

Cabe recordar que esta interconexión entre Colombia y Panamá ha estado en carpeta desde principios de los 2000, pero encontró numerosos obstáculos técnicos, financieros y geopolíticos.

Para el sector eléctrico, representa una oportunidad clave de integración continental que permitiría una mayor estabilidad del sistema, optimización de recursos renovables y comercialización transfronteriza de energía limpia.

En este sentido, la ex funcionaria reconoce el «avance del mercado y la gobernanza de Centroamérica y los pasos que han definido para fortalecerse», lo cual abre oportunidades para escalamiento regional.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile recibió las solicitudes de nueve empresas para realizar obras de ampliación de los sistemas de transmisión nacional y zonal en distintos puntos del país, correspondientes al artículo 157 del reglamento.

Finalmente se realizó la apertura de ofertas administrativas y técnicas para una infraestructura que deberá entrar en operación entre los próximos 18 o 24 meses desde su adjudicación.

Tucapel Energía fue la empresa que propuso el mayor número de ofertas, con diez postulaciones para ampliaciones y adecuaciones en estaciones como Valdivia, Chocalán, Mandinga, Loreto, Ligüeimo, Fátima, Candelaria, El Salto y Victoria.

Le sigue el Grupo Saesa, con seis ofertas para obras en Cerro Navia, Valdivia, Picarte y El Salto. A continuación, Changshu Fengfan Power participó con seis ofertas para proyectos en San Isabel, Molina, San Clemente y Punta de Cortés.

PowerChina presentó tres ofertas, mientras que Kipreos compitió con cuatro proyectos que contemplan adecuaciones y ampliaciones en Cardones, El Salto y Linares.

Ingesat SPA registró dos propuestas. En tanto, Engie Energía Chile, Elecnor Chile y Syncore presentaron una oferta cada una.

Durante la ceremonia se verificó la correcta carga y desbloqueo de documentos por parte de los proponentes. 

“Las ofertas técnicas y administrativas fueron desbloqueadas según lo programado, y todas fueron presentadas correctamente, tanto en cantidad de documentos como en su disponibilidad para evaluación”, aseguró Néstor Espinoza Martínez, jefe del Departamento de Licitaciones.

Cabe destacar que este acto no implica evaluación de contenido, sino la constatación formal de cumplimiento documental, lo cual constituye una etapa preliminar antes del análisis técnico y económico.

Esta semana el Coordinador emitirá el acta de apertura de ofertas, que se publicará en el sitio web institucional y detallará los documentos recibidos y circunstancias relevantes del proceso.

La ceremonia de apertura de ofertas económicas está programada para el 1 de octubre de 2025, fecha en la cual se conocerán las propuestas financieras de los licitantes.

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Con un mercado global marcado por la creciente participación de renovables, los desafíos de estabilidad de red y el riesgo de saturación de las infraestructuras eléctricas, los sistemas de almacenamiento con baterías BESS (Battery Energy Storage System) se consolidan como una herramienta crítica para sostener la transición energética y cada vez más compañías presentan innovaciones.

En América Latina el almacenamiento BESS ya supera los 1.560 MW de capacidad, con países como Chile, México y Brasil a la cabeza. En Europa se alcanzaron los 61,1 GWh de capacidad instalada de BESS, con la incorporación de 21.9 GWh durante el 2024. Según SolarPower Europe para 2025 se espera un crecimiento del 36%, alcanzando los 29.7 GWh de nuevas instalaciones. Alemania, Reino Unido e Italia son los países que lideran el mercado, pero con la aparición de otros actores que buscan posicionarse como Austria y Suecia, y España que está a la espera de la regulación del mercado de capacidad para poder avanzar.

En este escenario, empresas como Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power presentan soluciones tecnológicas avanzadas que no solo buscan eficiencia operativa, sino también responder a un ecosistema que exige mayor flexibilidad, inteligencia y resiliencia. 

Todos estos lanzamientos estarán presentes en el PV Book de Energía Estratégica, un catálogo digital estratégico para fabricantes, distribuidores e integradores del sector fotovoltaico y de almacenamiento. Esta herramienta centraliza información técnica clave de módulos, inversores, baterías y trackers, permitiendo a las empresas posicionarse en un entorno competitivo y globalizado.

Huawei refuerza su oferta con dos sistemas que apuntan a mercados diferenciados. El modelo LUNA2000-4.5MWH-2H1 está orientado a utility scale y ofrece 4,5 MWh útiles en un contenedor compacto de 20 pies y tiene una potencia de 2236 kW con carga/descarga 0,5 C. Opera a temperaturas de entre -30 °C y 55 °C y a una altitud de hasta 4.700 metros, gracias a un sistema de refrigeración líquida optimizado. 

El producto combina ultra seguridad, estabilidad nativa, O&M inteligente y mayores ingresos. El sistema logra una eficiencia de conversión del 90,3 %, integra protocolos de comunicación como Modbus TCP y cumple con estándares como IEC62619 y UL9540A.

Para el segmento comercial e industrial, la firma lanza el modelo LUNA2000-215-2S10. Con 215 kWh útiles y eficiencia del 91,3 %, destaca por su capacidad de profundidad de descarga del 100 % y su sistema de enfriamiento híbrido líquido-aire, que permite un ahorro de hasta el 30 % de energía auxiliar. La batería está diseñada para responder a necesidades tropicales como los mercados caribeños, ya que  puede operar a temperaturas de  -30 ℃ a 55 ℃ y 4 000 m. Su arquitectura permite una instalación rápida plug and play y gestión remota en segundos.

CLOU ESS, por su parte, introduce dos versiones del sistema Aqua-C2.5S, ambas con una capacidad de almacenamiento de 5.015 kWh y equipadas con celdas LFP de 3.2V/314Ah. El modelo Aqua-C2.5S-5015-2500-2h ofrece una potencia nominal de 2.500 kW para aplicaciones de descarga rápida en dos horas, mientras que el Aqua-C2.5S-5015-1250-4h se orienta a descargas prolongadas de cuatro horas con una potencia de 1.250 kW. Ambas versiones cuentan con sistema de refrigeración líquida inteligente, un nivel de ruido inferior a 75 dB(A) y operan en un rango de temperatura de -30 °C a 50 °C, lo que las convierte en soluciones robustas para ambientes industriales exigentes.

Además, lanza el NEPCSH-5000-MV, un sistema de conversión de energía de 5.000 kVA, con capacidad de sobrecarga de hasta el 120 % y comunicación vía protocolos IEC 61850 y Modbus.

La compañía presenta uno de sus casos de éxitos en el PV Book, la  implementación en la central eléctrica de Haifeng, China, con un sistema de modulación de frecuencia automática (AGC) de 30 MW/15 MWh. En operación desde 2019, ha completado más de 9.600 ciclos equivalentes y superado los 139 GWh de carga acumulada.

 “La planta funciona sin incidentes desde su puesta en marcha y ha logrado una eficiencia superior al promedio del sector”, informan desde CLOU. La arquitectura modular y el uso de control basado en Máquina Síncrona Virtual permiten a la planta ofrecer soporte de frecuencia y estabilidad de voltaje, cumpliendo con los estándares más exigentes del mercado chino. 

En cuanto a lo técnico el sistema posee 15 sistemas de baterías CLOU de 2MW/1MWh cada una, 15 transformadores de media tensión de 2MW, 2 anillos de distribución eléctrica de 14MW y 16MW respectivamente y un sistema de control centralizado, desarrollado por CLOU, que gestiona la operación global de la planta.

Por otro lado, SAV Digital Power Technologies, especializada en soluciones C&I, lanza dos productos principales: el S1 (100 kW/200 kWh) y el L1 (28 kW/57 kWh a 57 kW/114 kWh). Ambas soluciones se caracterizan por una eficiencia superior al 91 %, un sistema de extinción de incendios de dos niveles, monitoreo remoto, y una huella mínima de instalación de apenas 1,2 m² por unidad.

 “La modularidad y la conexión en paralelo del S1 lo hacen ideal para grandes usuarios industriales”, aseguran desde SAV. En tanto, el L1 se presenta como una solución integral: conexión directa a paneles solares, respaldo ante cortes de red y compatibilidad con carga de vehículos eléctricos.

La firma refuerza su propuesta con una plataforma de gestión energética basada en inteligencia artificial, que permite control térmico, carga ultrarrápida y estrategias de consumo fotovoltaico eficiente. “Nuestros productos empoderan a cada cliente con energía limpia e independiente”, resumen desde la empresa.

En ese contexto, la innovación tecnológica, la escalabilidad y la capacidad de integración que presentan estos nuevos sistemas de Huawei, CLOU ESS y SAV Digital Power marcan un punto de inflexión en la madurez del almacenamiento energético. Estas soluciones formarán parte de la nueva edición del PV Book de Energía Estratégica, una herramienta estratégica que conecta tecnologías con decisiones reales de inversión en más de 20 países, facilitando el acceso a información crítica para tomadores de decisiones del sector energético.

El catálogo digital, con interfaz intuitiva y dinámica, permite comparar especificaciones técnicas entre productos y ofrece datos confiables, actualizados y adaptados a las necesidades de planificación de infraestructura energética. Su formato digital multilingüe y multiregional la convierte en una referencia clave para utilities, desarrolladores, EPCistas, distribuidores y especialmente para ejecutivos responsables de definir inversiones tecnológicas en almacenamiento energético a nivel global.

Para mayor información sobre el PV BOOK de Strategic Energy Corp, contactarse a:

📧 Correo electrónico: commercial@strategicenergycorp.com
📞 Teléfono: +54 9 341 290 121

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Guatemala avanza en el desarrollo de su estrategia nacional de hidrógeno verde, a pesar de no contar todavía con un marco regulatorio, incentivos económicos ni legislación específica. La iniciativa es liderada por el Ministerio de Energía y Minas, con un rol clave de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y el apoyo de la cooperación internacional.

Las definiciones surgieron en el panel “Impulsando el desarrollo del hidrógeno verde en Guatemala”, organizado por Medialab de la Universidad Galileo, donde distintos referentes del sector público, privado y de cooperación internacional debatieron sobre los próximos pasos del país.

La hoja de ruta nacional para el hidrógeno verde está siendo elaborada junto a la Cooperación Alemana (GIZ) y el Banco Mundial.

“Tenemos claro que es necesario establecer metas, líneas base y proyectos piloto para determinar las condiciones locales y regionales”, expresó César López, miembro de H2Guate, una organización que articula el sector privado y académico en este proceso.

Uno de los principales desafíos del país es la ausencia de incentivos fiscales o normativos, que dificultan la inversión en proyectos relacionados con esta tecnología, aunque sí perciben voluntad por entender, diagnosticar y planificar el desarrollo del hidrógeno.

Este diagnóstico incluye el potencial de Guatemala como generador renovable —tanto hidroeléctrico como solar y eólico— y sus posibles aplicaciones industriales y de exportación. Y según López, “es importante que el gobierno no trabaje solo, y que seamos capaces de generar un ecosistema que incluya todos los actores relevantes”.

Coordinación, aprendizajes regionales y próximos pasos

El diseño institucional para el desarrollo del hidrógeno verde aún está en proceso de construcción. Hasta el momento, no hay un ente rector específico ni una ley que regule la actividad. Sin embargo, se están dando pasos importantes desde el punto de vista técnico y de cooperación.

“La hoja de ruta es el punto de partida para establecer una visión de largo plazo y atraer financiamiento internacional”, aseguró el representante de H2Guate.

Guatemala busca aprender de experiencias regionales, como la de Brasil, donde se han desarrollado más de 130 proyectos vinculados al hidrógeno verde, muchos con proyección exportadora hacia Europa y América Latina.

“Observamos lo que hace Brasil, Chile y Colombia. Hay lecciones importantes en cómo estructurar institucionalmente el mercado y generar confianza en los inversionistas”, indicó el especialista.

Una de las metas de la hoja de ruta es establecer proyectos piloto que permitan evaluar aplicaciones concretas del hidrógeno en Guatemala, ya sea en movilidad, procesos industriales o generación eléctrica. Para ello, será clave el acceso a financiamiento y la disponibilidad de datos confiables sobre la capacidad renovable del país.

A pesar del entusiasmo, el contexto actual limita la ejecución de proyectos concretos, ya que no se darían las condiciones habilitantes claras para proyectos de hidrógeno. No obstante, el integrante de H2Guate destacó que el proceso en marcha permite construir esas condiciones, de manera que se encuentran en «etapa fundacional» y ya desarrollan una hoja de ruta nacional en diálogo con actores internacionales.

En paralelo, se están generando espacios de discusión técnica con universidades y cámaras empresariales, con el objetivo de difundir el conocimiento y preparar capacidades locales.

“Necesitamos formar talento humano y preparar a los sectores productivos para entender las oportunidades del hidrógeno”, sostuvo.

En suma, aunque Guatemala aún no cuenta con leyes ni incentivos, se posiciona en la región como un país que da sus primeros pasos firmes hacia una economía del hidrógeno. Con el respaldo de la cooperación internacional, el liderazgo de sus instituciones energéticas y la articulación con el sector privado, el país se alista para definir su rol en la transición energética de Centroamérica.

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Con la vista puesta en las elecciones presidenciales del 16 de noviembre de 2025, el candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario, Johannes Káiser, plantea una transformación profunda del sistema energético. 

El eje del programa se basa en una liberalización del mercado eléctrico, apostando por contratos bilaterales en condiciones más favorables que las actuales, que permitan reducir tarifas de los usuarios finales , con el objetivo de que Chile siga siendo un país competitivo y atractivo para las inversiones en el sector. 

“El modelo está diseñado para que los sectores productivos tengan acceso a un insumo barato y así competir en un mercado globalizado”, explicó Miguel Iglesias, CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

“Es increíble la diferencia de tarifas entre el mercado regulado y el libre; este último puede ser entre 20 y 30% más barato”, agregó en conversación exclusiva con Energía Estratégica.

En esa línea, el plan contempla el uso de contratos privados con precios estables, por ejemplo que, a partir de la implementación de sistemas de almacenamiento BESS, el precio ronde entre USD 40 y 50 por MWh durante el día, que permitan cubrir precios de tarde o noche de USD 60 a 70 por MWh, sin depender del spot, que hoy puede superar los USD 90. 

Uno de los puntos centrales del plan es reformar el marco normativo que frena las inversiones energéticas. Iglesias apunta directamente contra la demora en la permisología y diversas instancias que retrasan los proyectos como por caso los recursos de protección incluso cuando las comunidades ya tuvieron instancias para opinar, lo que genera un escenario ambiguo que frena la ejecución.

“La base del programa es que se construyan los proyectos lo más rápido posible y al menor precio posible para tener energía lo más barata posible para la comunidad y desde el equipo de gobierno contar con el compromiso de destrabar todas las distintas trabas y complicaciones que existen actualmente en la regulación para facilitar las inversiones”, sostuvo Iglesias. 

El programa también critica la propuesta de Cargo FET que planteó el ministro de Energía actual, Diego Pardow, para que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien la ampliación de los subsidios eléctricos a través de un eventual cargo de compensación, el cual fue rechazado por el Senado pero que se espera que el Ejecutivo insista sobre el tema. 

“El actual gobierno propuso cambios de regla a los PMGD, buscando expropiar el 30% de sus ingresos para pagar subsidios. Es cierto que hubo un mal cálculo en el precio estabilizado, pero se debe resolver de otra manera, con mercado, liberando el sector, o también con cuenta pública, nunca fijando un valor arbitrario y expropiación de ingresos”, apuntó el CEO de EnergyAsset y asesor del programa de Energía de Káiser.

Además, el equipo del candidato a presidente de Chile por el Partido Nacional Libertario cuestionó la política tarifaria del Gobierno de Gabriel Boric, especialmente por no haber afrontado la deuda acumulada con las distribuidoras, que según el especialista, asciende a más de USD 6.000 millones, que debía cubrirse con fondos de la cuenta pública.

“Pardow no encontró nada mejor que desconocer esta deuda, cuando inicialmente estaba previsto que se pagara con recursos públicos”, denuncia el asesor energético. Para el equipo libertario, esta decisión generó alzas tarifarias inevitables y pérdida de confianza en el sector.

La propuesta de Káiser también contempla una matriz energética diversa, donde convivan distintas tecnologías con precios competitivos. Iglesias destaca la importancia de contar con una buena oferta para mantener costos spot bajos y contratos de largo plazo a buen precio, que posteriormente se trasladen a los usuarios finales, a la vez que generen empleo en la población. 

Generación distribuida sin trabas y con modelos ESCO

Uno de los pilares de la propuesta es el impulso a la generación distribuida (hoy en día la capacidad netbilling asciende a 359 MW), especialmente a través de modelos ESCO (Energy Service Companies), sin subsidios ni restricciones regulatorias, que permiten a usuarios industriales y residenciales acceder a tecnología sin necesidad de inversión inicial. “

“Es el mejor ejemplo para potenciar la GD, no ponerle ningún tipo de regulación ni traba a los modelos de generación distribuida, sobre todo a los modelos ESCO, porque es el mejor ejemplo de que el mercado solo resuelve, financia, instala y genera una mejora”, concluyó Iglesias. 

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El sector energético mexicano enfrenta una situación crítica debido al crecimiento de la demanda y las limitaciones en infraestructura. Especialistas advierten que, sin subastas a largo plazo ni reglas claras de despacho, las inversiones en renovables no avanzan al ritmo que el sistema eléctrico requiere, lo que compromete la posibilidad de construir una matriz energética resiliente y diversificada.

“Es indispensable que se reactiven las subastas a largo plazo. Hoy los cambios regulatorios y la incertidumbre jurídica pueden representar una barrera al desarrollo de las inversiones en proyectos de energía limpia”, señaló Usue Abad Contreras, especialista en energías renovables, en diálogo con Energía Estratégica.

“México necesita inversión, pública y privada, para poder cubrir la demanda”, agregó, pero para que la iniciativa privada participe, aclaró, “debe haber un marco regulatorio claro y de largo plazo”, junto con reglas operativas previsibles. 

Pese a las restricciones actuales, Abad considera que existen caminos viables para acelerar los procesos. “Todo esto puede ser solventado con equipos sólidos de Relaciones con Gobierno y Asuntos Regulatorios”, aseguró, y explicó que, bien gestionados, “estos equipos han demostrado en diversos proyectos que pueden reducir los tiempos de obtención de permisos hasta en un 40%”.

Para la especialista, establecer una buena relación con los diferentes stakeholders es determinante. “Todos los estados quieren garantizar la inversión y la seguridad energética de su población y sus industrias, la federación lo mismo. Hoy tenemos reglas más claras, pueden gustarnos o no, pero sabemos en qué tablero estamos jugando, y eso siempre es una ventaja», enfatizó.

Una de las regulaciones que espera el sector es la legislación secundaria del sector eléctrico, la cual también permitirá a la Ley del Sector Eléctrico que el Estado por medio de inversiones con Contratos Mixtos,  Asociaciones Público Privadas o Prestación de Servicios y proyectos de inversión financiada, puedan desarrollar los proyectos necesarios para ampliar la red de transmisión. Sin embargo, manifestó que es necesario esperar para ver qué se publica finalmente.

El desbalance entre oferta y demanda es uno de los problemas críticos que enfrenta el país. Según datos del CENACE, la demanda eléctrica en México crece a un ritmo del 2,9% anual, mientras que ni la generación ni la transmisión logran seguirle el paso. En 2023, la demanda fue de 351.000 GWh y se proyecta que llegará a 435.000 GWh en 2030.

Recientemente el gobierno federal señaló que el margen de reserva eléctrica aumentará de 6% en 2024 a 10% en 2025, lo que permitiría hacerle frente a la falta de energía y apagones. Además, la Secretaría de Energía lanzó la Estrategia para el fortalecimiento del Sistema Eléctrico Nacional y para la atención a la demanda, que prevé coordinación entre los diferentes órganos del sector y seguimiento a los mantenimientos programados de las centrales, reforzamiento de transmisión y distribución por parte del Estado en zonas de mayor vulnerabilidad.

Pese a las tensiones que enfrenta el sistema eléctrico mexicano, Abad Contreras apuntó que el momento es una oportunidad: “Podemos seguir trabajando junto con las asociaciones, las autoridades y las comunidades para llegar a acuerdos consolidados”. La clave, insistió, está en ofrecer certidumbre a los inversores.

“Hoy se ve claramente un giro de timón, con el que se puede trabajar mano con mano con las autoridades federales y estatales”, observó, al destacar que la Secretaría de Economía, la Secretaría de Energía y la Banca de Desarrollo Nacional actúan de manera más coordinada para fomentar inversiones.

Si bien el país experimentó una evolución de las renovables con caídas de los costos que igualan, o hasta superan a la baja, a los de las tecnologías convencionales, hay un retraso en el cumplimiento de los compromisos. . El objetivo de alcanzar un 35% de generación eléctrica renovable (contnado hidroeléctricas con 12.6 MW en su mayor parte)  para 2024 se encuentra lejos: hoy solo se ha logrado un 29%. “El problema no es solo generar más energía renovable”, adviertió Abad, “sino garantizar la transmisión de la misma”.

Bajo ese marco, la especialista propuso una hoja de ruta para la modernización de las redes eléctricas: construcción de nuevas líneas de alta tensión en zonas troncales y corredores regionales, digitalización del sistema con Smart Grids, almacenamiento eficiente y mantenimiento riguroso de líneas actuales. A esto se suma la interconexión de las penínsulas de Baja California y Yucatán, históricamente vulnerables.

Ese diagnóstico técnico se complementa con un conjunto de medidas estratégicas que, según Abad Contreras, permitirían transformar el sistema eléctrico mexicano de forma estructural. Entre ellas, destacó la reactivación de la flexibilidad operativa mediante la integración de almacenamiento, generación distribuida y la modernización del despacho con sistemas inteligentes.

A ello se suma la necesidad de habilitar mecanismos que faciliten la participación de inversión privada en la expansión de infraestructura de transmisión y distribución, consolidar los esquemas de autoconsumo interconectado y fortalecer la seguridad jurídica mediante procesos de conciliación internacional que garanticen la ejecución y pago de los proyectos comprometidos.

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Uruguay entra en una nueva etapa de planificación energética en la que el sector privado aguarda por señales concretas para garantizar la expansión del sistema de generación. Las empresas que invirtieron años atrás, responsables de transformar la matriz hacia más de 90% de generación renovable, enfrentan el vencimiento progresivo de sus contratos PPA. 

Por lo que desde la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) plantearon la importancia de discutir a tiempo cómo revalorizar esos activos y garantizar nuevas licitaciones competitivas.

“Hay contratos PPA que ya están casi a la mitad de cumplimiento y estamos analizando qué sucede luego de que terminen. Es decir, cómo esos activos le seguirán agregando valor al sistema luego del año N°20”, indicó Martín Bocage, presidente de AUGPEE, en diálogo con Energía Estratégica. 

Para ello se destacan dos caminos posibles: extender los contratos existentes o habilitar un mercado mayorista más profundo, en el que los proyectos puedan vender la energía sin necesidad de estar contratados directamente por UTE.

“Lo ideal sería no llegar a último momento con este tema sin resolver, sino cuanto antes se haga, más valor tendrá el sistema”, manifestó el entrevistado. Y en ese sentido, ya comenzaron los primeros acercamientos con autoridades para analizar mecanismos que permitan preservar la infraestructura y los costos de conexión ya asumidos.

En paralelo, el sector espera definiciones claras del Gobierno sobre cómo se incorporará la nueva demanda estimada en los planes energéticos. 

Para Bocage, esto debe decirse a través de esquemas abiertos y competitivos: “Esperamos ver sistemas competitivos, licitaciones donde los precios sean transparentes y donde la empresa nacional luego tome esos precios para construir parte de la capacidad adicional”, indica.

Aunque la nueva administración todavía no ha emitido señales oficiales (arribó al gobierno este mismo 2025), desde la Asociación consideran fundamental que esas definiciones se hagan pronto, especialmente para garantizar el suministro a la demanda regulada, a fin de que los usuarios tengan mejores precios de la energía que consumen. 

“No tengo duda que habrá mucha competencia si se lanzan nuevas licitaciones, como lo hubo en 2010. Además hay empresas que operan hace más de 10 años en el país y que han tomado experiencia, que sumado a la baja de costos de la tecnología, probablemente permitan precios más competitivos, a la par que Uruguay es un país que atrae inversores por su estabilidad y por su respeto a la regla de juego”, subrayó el presidente de AUGPEE. 

“Uruguay ha logrado una reducción en el costo nivelado de la energía para el abastecimiento de la demanda, incluso hasta prácticamente la mitad si se compara la etapa pre-renovable con post-renovables”, enfatizó. 

Tal es así que según un informe de EXANTE, presentado por la Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica, el costo unitario cayó de 𝗨𝗦$ 𝟲𝟰 𝗮 𝗨𝗦$ 𝟰𝟰 𝗽𝗼𝗿 𝗠𝗪𝗵 entre los períodos 2007-2011 y 2015-2024 (valores reales), gracias al ingreso masivo de energía eólica, solar y biomasa. 

Mercado libre de energía: barreras por peajes y falta de profundidad

Uno de los puntos críticos que también destaca el sector privado es la estructura de costos en el mercado libre de energía, dado que una barrera está vinculada a los peajes, lo que se paga por transmisión o distribución, lo que limita la posibilidad de establecer una competencia real.

Esta situación preocupa especialmente por la llegada de consumidores de gran escala, como datacenters o industrias relacionadas al hidrógeno verde, que buscan precios de energía lo más bajos posibles. 

“Tenemos que resolverlo pensando en las potenciales nuevas inversiones que hay, que estarían viniendo o que estamos compitiendo para captar como país”, advirtió Bocage. 

Para el sector, resolver este punto no solo permitirá mejorar la competitividad de la energía local, sino también abrir nuevas oportunidades para proyectos que no queden contratados tras el vencimiento de los actuales PPA. 

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Diseñar una estrategia comercial efectiva para proyectos solares en Colombia requiere alinear los intereses de bancos, compradores de energía y desarrolladores. “Sin contrato, no hay proyecto”, manifiesta Liliana Alemán, directora de Athenea Consultoría Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, la asesora advierte que los contratos deben estar firmados antes de presentar el proyecto a la banca, con plazos equivalentes al servicio de deuda y contrapartes de alta calidad crediticia, como generadores consolidados o comercializadores habilitados.

Desde 2019, el mercado colombiano habilita contratos de largo plazo de hasta 20 años, una condición que marcó un antes y un después en la bancabilidad de los activos solares.

Actualmente, los precios de venta se están cerrando por encima de 300 COP/kWh (aproximadamente 75 USD/MWh) para los años 2026 a 2029. “A partir de 2030 las proyecciones muestran precios más bajos, porque el mercado asume que entra mucha solar y nuevos generadores”, advierte.

Los comercializadores de energía son actores esenciales no solo para intermediar entre oferta y demanda, sino también para asumir obligaciones de balance, consolidar carteras y aportar respaldo financiero a los contratos.

Esta figura cobra relevancia especialmente para desarrolladores que buscan bancabilidad sin contar con una relación directa con el comprador final.

Para los desarrolladores, la alternativa más competitiva hoy es asegurar el 100% de la energía bajo contrato. “Hay gente que vende 100% pague lo generado, hay gente que vende una parte pague lo contratado y otra parte pague lo generado”, explica Alemán.

Por su parte, aclara que lo que no resulta viable es depender de la venta en el mercado spot, ya que los bancos no reconocen estos ingresos como garantes del repago.

Los contratos deben extenderse al menos entre 12 y 15 años, y coincidir con la duración de la deuda. También deben cerrarse previamente todos los riesgos asociados al proyecto: licencias ambientales, permisos sectoriales, títulos de propiedad del terreno y punto de conexión a la red. Sin esta documentación, no hay posibilidad de lograr cierre financiero.

El mercado no regulado gana atractivo por la alta demanda industrial y la posibilidad de negociar precios más competitivos. El diferencial histórico de 20 pesos/kWh entre regulado y no regulado se ha reducido a 8 o 10 pesos/kWh, lo que incentiva a comercializar energía solar en este segmento.

Adicionalmente, la titular de Athenea Consultoría Estratégica menciona que los proyectos pueden optimizar su rentabilidad con los incentivos fiscales de la Ley 1715, que permite descontar hasta un 50% del valor de la inversión contra utilidades retenidas.

Este beneficio aplica siempre que la empresa participe también como inversionista del proyecto, y no solo como compradora de energía.

Finalmente, la experiencia del mercado demuestra que la falta de cumplimiento en proyectos anteriores ha generado desconfianza.

“Se firmaron muchos contratos con proyectos que después no se construyeron. Eso dañó la confianza del mercado y exige hoy más seriedad en el planteamiento inicial”, concluye Alemán, quien considera que el sector debería avanzar hacia una mejor comprensión del funcionamiento del mercado, incorporar herramientas de gestión de riesgo más sofisticadas y profesionalizar las estructuras desde etapas tempranas para evitar la cancelación de iniciativas.

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Desarrollar un proyecto eléctrico en Perú podría tomar entre dos y cuatro años desde la etapa de factibilidad hasta alcanzar el estado de ready to build, confirman especialistas del Estudio Rodrigo, Elías & Medrano Abogados. Si bien el país ya cuenta con 105 proyectos eólicos y solares con Estudio de Pre-Operatividad aprobados que suman 23077 MW, el proceso de implementación de proyectos eléctricos implica múltiples fases y desafíos, desde la evaluación técnica y ambiental, la tramitación de permisos, la consulta previa, la negociación con comunidades hasta la obtención de financiamiento.

“No es que toda esa potencia se vaya a ejecutar. Muchos proyectos enfrentan grandes dificultades para obtener los permisos necesarios para alcanzar la fase “ready to build”. Luego, el desafío es conseguir el financiamiento, para lo cual, necesitan asegurar sus flujos futuros a través de contratos de venta de energía”, enfatizó Margarett Matos, Senior Associate Lawyer del estudio, en diálogo con Energía Estratégica.

Y explicó que uno de los principales desafíos es la superposición de proyectos en las áreas donde se concentran los recursos renovables. “En regiones como Ica y Arequipa, donde se ubican mayoritariamente los proyectos solares y eólicos, también existen concesiones mineras o áreas reservadas, lo que puede generar conflictos y demoras”, señaló Matos.

En la fase inicial, es indispensable realizar un estudio catastral exhaustivo para identificar la viabilidad del terreno y prevenir situaciones de concurrencia u oposición, ya que estas podrían frenar la obtención de la concesión eléctrica. Además, se debe evaluar la factibilidad técnica, considerando los puntos de conexión disponibles para evitar congestiones, curtailment y aprovechar eficientemente los recursos energéticos.

La tramitación de la certificación ambiental es uno de los pasos más críticos, que podrían generar demoras, si no se planifica oportunamente. Para los proyectos solares y eólicos, el trámite debe realizarse ante la Dirección General de Asuntos Ambientales del Ministerio de Energía y Minas. “Primero se debe determinar la clasificación anticipada del proyecto y luego obtener los términos de referencia, que son los lineamientos mínimos del expediente ambiental. Antes, este proceso podía demorar aproximadamente 30 días solo para definir los términos, lo que retrasa el resto de los permisos”, explicó Natalia Zúñiga, Asociada de Rodrigo, Elías & Medrano Abogados.

Recientemente, el Gobierno peruano aprobó una resolución ministerial con términos de referencia específicos para proyectos eólicos y solares, lo que representa un avance importante. “Esta medida demuestra una intención política de acelerar los procesos y que los proyectos renovables eventualmente se conviertan en el centro de la matriz energética”, destacó Zuñiga.

Sin embargo, aún existen aspectos pendientes. Por ejemplo, faltan lineamientos para el procedimiento de actualización del instrumento de gestión ambiental en el sector eléctrico, lo que genera incertidumbre en los titulares. «En la práctica, faltan reglas claras para dar predictibilidad sobre cuándo procede la figura de la actualización de los instrumentos de gestión ambiental», advirtió Zúñiga.

Otro avance reciente es la creación del diagnóstico arqueológico de superficie, un mecanismo que reemplaza al antiguo certificado de inexistencia de restos arqueológicos. Este nuevo procedimiento permite que un arqueólogo colegiado certifique la no existencia de restos en el área del proyecto, sin necesidad de aprobación previa del Ministerio de Cultura. 

«Es un paso positivo que ayuda a reducir tiempos en la ruta de obtención de permisos previos a la construcción del proyecto; sin embargo, aún falta ver cómo se aplicará esta figura en la práctica y los retos que implicará, considerando que con esta figura no se obtendrá un pronunciamiento formal de aprobación”, indicó Zúñiga.

El aspecto financiero es otro desafío crítico.  “El mercado spot es muy volátil, y eso impide que los proyectos puedan tomar decisiones de inversión sólo basados en ventas enel mercado spot”, advirtió Matos y señaló que en 2023, el costo marginal en Perú alcanzó un pico de 285,5 soles en horas punta (80 dólares), pero actualmente ronda los 116,59 soles (unos 30 a 35 dólares).

Cabe recordar que desde 2015, el gobierno peruano no realiza subastas específicas para renovables. Sin embargo, a inicios de este año se publicó un cambio normativo clave que modificó la Ley 28832, permitiendo separar la comercialización de la potencia firme de la energía firme, que genera señal clara para los inversores, aunque todavía falta reglamentar cómo aplicarán las distribuidoras estos cambios.

 Antes, los proyectos renovables sólo podían vender energía hasta la energía firme y  potencia firme reconocida, lo que limitaba su capacidad de comercialización directa con clientes finales. “Es fundamental que se definan reglas claras para los contratos de largo plazo, especialmente en el mercado regulado, donde las distribuidoras tienen contratos próximos a vencer”, afirmó Matos.

La expansión de proyectos renovables también enfrenta limitaciones en la infraestructura de transmisión. Según el plan de transmisión del Comité de Operación Económica del Sistema (COES), hacia 2033 se prevén congestiones en la red eléctrica incluso bajo condiciones normales de operación. Aunque el COES detalla en su plan las nuevas líneas necesarias y los refuerzos de capacidad, especialistas advierten que no será viable que los proyectos de transmisión lleguen a ejecutarse antes del inicio de operación comercial de los proyectos renovables (RER). Esto crea un riesgo real de cuellos de botella en puntos críticos del sistema eléctrico, advirtió Matos.

“En Perú rige el principio de open access, es decir, todos los proyectos pueden conectarse a las redes salvo que no haya capacidad disponible. En ese caso, deben hacerse obras de reforzamiento, pero hoy esas obras no están aseguradas para que se realicen en el tiempo que se requieren”, explicó Matos.

Finalmente, las especialistas subrayan que falta definir otros aspectos normativos claves como los servicios complementarios, el almacenamiento con baterías y la generación distribuida comercial-industrial. “El proyecto de reglamento de generación distribuida que se ha discutido se enfoca en el segmento domiciliario, pero falta avanzar en regulación para mediana escala, donde ya hay varios proyectos en cartera”, apuntó Matos. Además, advirtió que se necesita un reglamento para servicios complementarios que garantice la estabilidad del sistema con más renovables.

Para el sector privado, estas definiciones serán determinantes. “El Gobierno ha mostrado intención política de avanzar en la transición energética, pero con el contexto electoral y los cambios políticos es difícil prever cómo evolucionarán estas normas”, concluyeron las especialistas.

La entrada Perú alcanza 23 GW en preoperatividad, pero los permisos y la falta de reglas claras ralentizan el ready to build se publicó primero en Energía Estratégica.

Ante la posible salida de Iberdrola en México, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo aseguró que el país mantiene condiciones claras y seguras para la inversión privada en generación eléctrica, con el 46% del mercado aún disponible para actores no estatales.

Durante su conferencia matutina del 24 de julio, Sheinbaum fue consultada por rumores que indican que la empresa española habría contratado a Barclays, compañía financiera, para vender 15 plantas, principalmente de energías renovables, por unos 4.700 millones de dólares. La presidenta reconoció que es información no fue confirmada aún y señaló que “la Secretaría de Energía informó que Iberdrola tenía una serie de inversiones que quería hacer en México”.

Si bien Iberdrola aún no ha emitido comentarios oficiales sobre la operación, la venta prevista incluiría activos de ciclo combinado y plantas renovables distribuidas en 12 estados, lo que marcaría una salida total de la firma, históricamente una de las más activas en el país. Según los rumores, la empresa estaría reorientando sus inversiones hacia mercados con marcos regulatorios más estables, como Estados Unidos y Reino Unido, apostando por la digitalización de redes y proyectos de transición energética.

Ante este escenario, Sheinbaum advirtió que, de confirmarse la salida, no está vinculada a la certeza jurídica. «La inversión privada en generación eléctrica es viable, está muy claro cuáles son las reglas actuales para que puedan desarrollarse, lo que pedimos es que las sociedades de autoabasto se pongan en regla”, declaró. 

Además, la mandataria enfatizó en que el modelo mexicano permite a los privados generar energía y venderla tanto a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como al mercado eléctrico mayorista, en un marco que prioriza la incorporación de tecnologías limpias: “Hay cerca de 6000 MW en donde pueden generar eso. Y la Secretaría de Energía está abriendo todos los mecanismos para que eso sea posible”, puntualizó.

Cabe recordar que a principios de 2024, durante el gobierno de López Obrador se adquirieron 13 plantas de la energética española por 6.200 millones de dólares, la transacción fue celebrada por el entonces presidente como una “nueva nacionalización” del sector. Sobre esto, la actual mandataria aseguró: “Se compraron para que CFE tuviera el 54% de la generación eléctrica, no es solamente un asunto de convicción, es por la estabilidad del sistema eléctrico nacional”.

Consultada sobre la posibilidad de que el Estado repita la operación de 2024 y adquiera las plantas en venta, Sheinbaum aclaró que “no lo tenemos contemplado, pero tampoco niego que pudiera plantearse una posibilidad”.

Uno de los temas de mayor tensión ha sido el sistema de sociedades de autoabasto, que Sheinbaum califica de ilegales aún con las reformas energéticas de gobiernos anteriores: “Una cosa es el autoabasto propio. Pero es muy distinto que pongas generadores eólicos en el sureste y le vendas energía a una tienda en Nuevo León usando las líneas de la CFE y pagando muy poco por ello”, aclaró.

Ya en 2021, el presidente Andrés Manuel López Obrador había anticipado la necesidad de renegociar los contratos de autoabasto, señalando que su origen burlaba el mandato constitucional que reservaba la generación al Estado. Fue este modelo el que sustentaba gran parte de la operación de Iberdrola en el país.

La presidenta actual aseguró que van a investigar si la información es certera y concluyó: “Hay muchas empresas que tienen deseos de seguir participando en la generación eléctrica en México”.

Proyectos históricos y desinversión: de pionera en subastas a retirada

La historia de Iberdrola en México no es menor. Desde su llegada, la compañía invirtió más de 5.000 millones de dólares en el país y operó instalaciones en al menos 12 estados.

En 2017, fue la primera empresa privada en participar como compradora en una subasta de largo plazo, un paso inédito que, en su momento, marcó su compromiso con la liberalización del sector eléctrico. Además, llegó a operar capacidad instalada cercana a los 9000 MW a través de centrales de ciclo combinado, fotovoltaicas y eólicas.

En 2023, Iberdrola también anunció una inversión de 1.000 millones de dólares para un proyecto solar en Nuevo León, aunque tras la venta masiva de activos en 2024, ese tipo de anuncios desaparecieron de su portafolio público.

Actualmente, Iberdrola México dispone en el país una capacidad instalada de más de 2,6 GW, a través de seis parques eólicos, tres parques fotovoltaicos y seis centrales de cogeneración y ciclo combinado. La posible venta significaría una fracción significativa del 45% restante que mantenía en el país, lo que en efecto podría ser interpretado como su retiro definitivo del mercado mexicano.

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