Energía Estratégica elaboró un reporte exclusivo sobre la situación actual y perspectivas a futuro de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en Argentina, en un contexto marcado por una transformación estructural bajo la presidencia de Javier Milei, para avanzar hacia un mercado basado en acuerdos entre privados y precios basados en costos marginales.

El país alcanza actualmente 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar las grandes hidroeléctricas superiores a 50 MW. La matriz está dominada por 4531 MW eólicos y 2475 MW solares, con fuerte concentración en Patagonia (1662 MW eólicos) y Buenos Aires + GBA (1971 MW eólicos), mientras Cuyo lidera en fotovoltaica con 1095 MW.

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Sin embargo, el crecimiento futuro —estimado en 5492 MW en pipeline— enfrenta una limitación estructural vinculada a la capacidad de transporte, identificada como el principal cuello de botella del sistema.

En este escenario, los principales players consolidan su liderazgo combinando la ejecución y desarrollo de nuevos proyectos de generación, almacenamiento y expansión en infraestructura de transporte eléctrico, que explican gran parte de la capacidad instalada y en curso a nivel nacional. 

Genneia (1.616 MW), YPF Luz (756 MW), Central Puerto (570 MW), PCR (545 MW), MSU Green Energy (335 MW), Pampa Energía (427 MW), Coral Energía (400 MW), AES Argentina (357 MW) y 360 Energy (245 MW) suman en conjunto más de 5250 MW operativos entre eólica y solar. 

A ello se agregan los más de 1200 MW desarrollados por Solar DQD como EPCista, junto con 25 MW propios.

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En materia de construcción y expansión inmediata, estas compañías acumulan más de 1400 MW renovables en ejecución o ingeniería avanzada; sumado a que el almacenamiento toma protagonismo dentro de su pipeline, ya sea por lo adjudicado en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados en 2025 a un precio promedio de alcanzó USD 11964 MW-mes), como también futuros proyectos a través del Mercado a Término.

Asimismo, el sector energético de Argentina está a la expectativa del lanzamiento de la nueva convocatoria AlmaSADI, por lo que junto al volumen de proyectos ya en marcha, el almacenamiento se consolida como nuevo eje de expansión de corto plazo.

El Mercado a Término: nuevo motor de la expansión

El dinamismo empresarial se combina con un cambio estructural en el diseño regulatorio, dado que la Resolución SE N°400/2025 marca un punto de inflexión al promover la transición hacia contratos bilaterales privados, reduciendo el rol de CAMMESA como comprador principal y devolviéndolo a su función de operador del sistema con señales de precios basadas en costos marginales.

Es por ello que el Mercado a Término (MAT) se consolidará como vehículo central para la expansión renovable, siguiendo lo hecho como principal driver de crecimiento para las renovables en los últimos años.

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Actualmente existen 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 3726,5 MW corresponden al MATER Pleno (sin limitaciones de inyección) y 2.293,2 MW al mecanismo Referencial A, con posible curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten obras de transporte.

Adicionalmente, se registran 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. La asignación de prioridad se convierte así en el mecanismo clave para racionar la limitada capacidad de red disponible.

No obstante, la expansión estructural depende de la infraestructura de transmisión. El Decreto 921/2025 habilita un modelo de concesión de obra pública financiado por capital privado, con repago vía cargo tarifario regulado. Tres proyectos prioritarios —AMBA I (más de 500 kilómetros), la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca— suman más de 1.300 kilómetros de red y serán determinantes para liberar capacidad.

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Desde una perspectiva estratégica, el almacenamiento representa la oportunidad de ejecución más rápida y mayor visibilidad en el corto plazo (1 a 2 años). La generación utility scale mantiene alto potencial técnico, aunque condicionada por transporte y consolidación contractual (2 a 4 años). Las redes de transmisión constituyen la inversión de mayor escala e impacto sistémico, con retornos regulados y horizonte de 4 a 8 años.

El mercado energético argentino transita así una transición dual: tecnológica y regulatoria. La combinación de liderazgo empresarial, liberalización contractual, incentivos fiscales como el RIGI y concesiones privadas en infraestructura configura un nuevo equilibrio competitivo donde la asignación eficiente de capital dependerá de la capacidad de estructurar contratos, asegurar prioridad de despacho y gestionar riesgo regulatorio.

Argentina redefine su mercado eléctrico bajo una lógica de mercado abierto, donde la oportunidad no se limita al recurso natural, sino a la integración estratégica entre generación, almacenamiento y transporte en un entorno de transformación estructural.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil ha dado un nuevo paso decisivo para la modernización del sector eléctrico brasileño al lanzar una nueva fase de discusión regulatoria.

A través de la publicación de la Nota Técnica nº 03/2026, la agencia ha abierto el debate para adaptar la normativa vigente a la Ley nº 15.269, promulgada en noviembre de 2025, la cual reconoció formalmente al almacenamiento de energía como una actividad independiente.

Este movimiento regulatorio complementa la segunda fase de la Consulta Pública nº 39/2023, incorporando directrices estructurales que definen cómo operarán, cobrarán y pagarán las baterías y otros sistemas de almacenamiento en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Uno de los puntos más esperados por el mercado era la definición tarifaria. La ANEEL confirmó en su nota técnica que se mantendrá la llamada «tarifa dual» para los sistemas de almacenamiento.

Esto significa que las baterías no estarán exentas de pagar por el uso de la infraestructura, argumentando que la nueva ley no exime a estos activos de remunerar la disponibilidad de la red, ya que hacen uso de ella en ambos sentidos.

Deberán abonar la Tarifa de Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD) en dos momentos:

• Al consumir energía de la red para cargar sus dispositivos (como consumidores).
• Al inyectar energía a la red (como generadores).

Asimismo, la regulación crea una nueva figura jurídica y operativa: el Agente Almacenador Autónomo. Anteriormente, se trataba de encuadrar al almacenamiento bajo las reglas de la generación, pero la nueva ley elimina la necesidad de este paralelismo.

¿Cómo se diferenciarán? 

• Licencia Específica: Se emitirá una autorización (outorga) exclusiva para almacenamiento, con un registro propio (código SAE) separado de los activos de generación.
• Sin límite de potencia: A diferencia de la generación distribuida pequeña, la prestación de servicio autónomo de almacenamiento requerirá autorización de la ANEEL independientemente de su tamaño, debido a que no existe una dispensa legal explícita como en las fuentes renovables de capacidad reducida.

La nota técnica aclara que, si la planificación centralizada determina que un sistema de almacenamiento es necesario para la infraestructura de la Red Básica, este deberá ser tratado como un activo de transmisión y será obligatoriamente licitar en subastas.

Sin embargo, las Usinas Hidroeléctricas Reversibles (UHR) quedan explícitamente excluidas de esta obligación de licitación como transmisión, manteniendo un régimen regulatorio diferenciado.

Mientras que los proyectos que combinan generación (como parques solares o eólicos) con baterías en el mismo punto de conexión («co-localizados»), mantendrán incentivos de eficiencia y se permite que éstos contraten un Montante de Uso del Sistema (MUST) hasta un 20% inferior a la potencia instalada total, reconociendo la capacidad técnica de las baterías para suavizar los picos de inyección y optimizar el uso de la red existente.

Por otro lado, en una decisión que protege al consumidor final, la regulación implementa lo dictado por la Ley nº 15.269: los costos derivados de la contratación de baterías como reserva de capacidad (potencia contratada para garantizar la seguridad del sistema) serán prorrateados exclusivamente entre los agentes generadores.

Es decir que la ANEEL descartó el traspaso directo de estos costos a las tarifas de los consumidores residenciales o industriales. Además, los nuevos proyectos de generación que soliciten acceso a la red deberán costear esta reserva obligatoriamente si no cumplen con requisitos técnicos mínimos de flexibilidad y almacenamiento.

Próximos pasos

La ANEEL ha dividido la implementación en dos normas: una específica para el proceso de otorgamiento de licencias y otra transversal que modifica reglamentos existentes (como la REN 1.000). Temas más complejos, como la integración de almacenamiento en las carteras de los Comercializadores de Energía, se han pospuesto para un segundo ciclo de la agenda regulatoria.

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Colombia prevé cerrar 2026 con más de 4200 MW de capacidad renovable instalada, según el informe Balance Renovable 2026 de SER Colombia.

De ese total, 2876 MW corresponden a proyectos de mediana y gran escala en operación comercial o etapa de pruebas, a lo que se suman más de 1300 MW en generación distribuida, entre mini-granjas y autogeneración, segmento cuya capacidad real podría ser mayor a la reportada por excedentes regulatorios.

Durante 2026 entrarían en operación 177 MW distribuidos en 16 proyectos, mientras que tres iniciativas equivalentes a 39,7 MW ya iniciaron pruebas en enero. Además, al menos 80 MW adicionales de generación distribuida se incorporarán este año.

El impacto es estructural: esta capacidad podría abastecer el consumo eléctrico de Bogotá y su área metropolitana —10,2 millones de habitantes— y evitar emisiones equivalentes a retirar más de 265000 vehículos de circulación anualmente.

“Colombia cuenta con un amplio portafolio de proyectos de FNCER en diferentes etapas de desarrollo, lo cual demuestra tanto el avance del sector como el interés de inversionistas nacionales e internacionales”, señaló SER Colombia en el informe.

La expansión no es marginal. Más de 20 departamentos concentran proyectos en operación, pruebas o construcción, entre ellos Atlántico, Magdalena, Tolima, Cesar, Córdoba, Cundinamarca y La Guajira, lo que implica dinamización territorial, empleo e inversión en infraestructura eléctrica.

Sin embargo, el avance técnico convive con restricciones financieras. Actualmente 5086 MW permanecen sin cierre financiero, lo que tensiona el calendario de entrada en operación.

El portafolio en desarrollo confirma que el crecimiento no se detiene. 1043 MW —20 proyectos de mediana y gran escala— se preparan para iniciar construcción en 2026. De ellos, 422 MW finalizan la contratación EPC y 582 MW gestionan el cierre financiero, mientras otros ajustan permisos ambientales o esperan licencia.

En paralelo, 227 MW ya están en construcción con entrada prevista entre 2027 y 2028.

Más adelante en la curva de desarrollo, 5843 MW se encuentran en etapas tempranas, distribuidos en 106 proyectos con avances entre 20% y 60%. Cuatro de estos desarrollos, equivalentes a 685 MW, están próximos a la etapa Ready to Build y podrían iniciar obras en 2027. No se incluyen 1409 MW de proyectos en estado Stand By.

El potencial es significativo. Con decisiones adecuadas, podrían incorporarse entre 6586 MW y 9500 MW en los próximos cinco años, con un impacto estimado de hasta 7 billones de pesos en ahorro tarifario.

Pero el tiempo juega en contra. El país necesita al menos 6000 MW adicionales en el mercado mayorista antes de 2027, junto con una inversión cercana a 5000 millones de dólares, para evitar un déficit estructural.

“Los avances han sido importantes, pero estamos a mitad de camino”, advirtió SER Colombia.

La puesta en marcha de un proyecto renovable tarda entre 3 y 7 años, y cerca del 70% del proceso corresponde a trámites. Por caso, hoy en día existen más de 300 gestiones pendientes, algunas con demoras de hasta 2000 días, incluyendo infraestructura de transmisión.

El almacenamiento emerge como variable estratégica. La UPME proyecta cerca de 1800 MW en recursos energéticos distribuidos en los próximos años, aunque el crecimiento podría acelerarse si se implementan reglas claras para baterías y nuevos mecanismos de contratación.

El informe identifica seis decisiones inmediatas que cambiarían el ritmo del mercado: subastas de cargo por confiabilidad, contratos de largo plazo, reglas para almacenamiento, asignación transitoria de puntos de conexión, autogeneración remota y modernización del mercado eléctrico.

El respaldo social existe: 96% de los colombianos prioriza el crecimiento solar y 88% respalda la eólica. Ocho de cada diez considera urgente su desarrollo, por lo que la discusión ya no es tecnológica, sino que variable decisiva es regulatoria y financiera.

Los 4200 MW proyectados para 2026 marcan un punto de inflexión, pero el verdadero desafío es convertir el pipeline en operación efectiva antes de que la demanda supere la velocidad de expansión.

BALANCE 2026 – INFORME ENERGÍAS RENOVABLES EN COLOMBIA

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El gobierno de Estados Unidos endureció las medidas comerciales contra el grafito chino utilizado en baterías, luego de que el Departamento de Comercio confirmara la existencia de prácticas desleales. La decisión implica un incremento sustancial de los derechos compensatorios sobre el material de ánodo activo (AAM), que pasan a ubicarse en niveles casi seis veces superiores a los vigentes hasta ahora.

El 11 de febrero de 2026, el Departamento de Comercio comunicó sus determinaciones finales en el marco de las investigaciones por dumping y subsidios aplicadas al AAM proveniente de la República Popular China.

En 2025, las resoluciones preliminares habían fijado derechos compensatorios del 11,58 % y antidumping del 93,5 %. Con la decisión definitiva, la tasa compensatoria se elevó a un rango de entre 66,82 % y 66,86 %, mientras que el derecho antidumping se mantuvo en 93,5 % para determinadas compañías. Para el resto de los exportadores chinos se estableció un arancel antidumping nacional del 102,72 %.

Desde una consultora internacional estima que las sanciones totales sobre las importaciones de material de ánodo de grafito natural chino a EE. UU. suman actualmente aproximadamente el 220%:

• Tarifa IEEPA: 10%
• Tarifas de la Sección 301: 25%
• Tarifas del artículo 232: 25%
• Derechos compensatorios del DOC: 66,68% (anteriormente 11,58%)
• Derechos antidumping del DOC: 93,5 %
• Aranceles/derechos TOTALES: ~220,18 %

La determinación final es el resultado de una investigación que se extendió durante un año sobre presuntas subvenciones y prácticas de precios por parte de productores chinos.

No obstante, la medida aún depende de un dictamen final de la Comisión de Comercio Internacional de Estados Unidos (ITC), previsto para marzo de 2026. Si el organismo concluye que existió daño a la industria local, los aranceles quedarán vigentes por al menos cinco años, conforme a la normativa comercial estadounidense.

Y de aprobarse en la ITC, este escenario podría impulsar la demanda interna de grafito natural producido en Estados Unidos para su uso en baterías de ion-litio, incluyendo aplicaciones en vehículos eléctricos, almacenamiento energético, defensa y otros sectores estratégicos.

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Víctor Paternina asume como nuevo viceministro de Energía de Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

🚀 Ser parte del Programa VIP significa estar un paso adelante, formar parte de una red regional sólida y crecer de la mano de una marca líder en tecnología MLPE.

👉 Conozca más sobre como ser parte y únase aquí: https://latam.apsystems.com/programa-instalador-vip/

 ¿Por qué elegir APsystems?

• Mayor producción por panel: Cada microinversor APsystems optimiza dos módulos independientes, lo que eleva hasta +20% la generación en condiciones variables. Esto no solo incrementa la producción, sino que reduce los costos de BOS (un microinversor por cada 2 paneles en lugar de uno).
• Compatibilidad con alta potencia: Los equipos APsystems soportan los paneles más grandes del mercado. 
• Instalación sencilla: Al ser plug-and-play y con diseño compacto, los microinversores APsystems reducen significativamente el tiempo y complejidad de instalación, comparados con soluciones de inversores centralizados o microinversores monomódulo.
• Monitoreo inteligente: La plataforma EMA brinda supervisión 24/7 vía app y web, con datos en tiempo real por cada panel. Esto permite diagnóstico remoto inmediato y maximiza la productividad del sistema.

Colombia Solar — Energía limpia con impacto social

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada ¡Comienza bien el año uniéndote al Programa de Socios Instaladores VIP de APsystems! se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

El listado completo de los proyectos solares:

La entrada Colombia supera los 3 GW solares y revela los 10 proyectos más potentes del país se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

La entrada ADELAT eligió a Ilídio Countinho como nuevo presidente de su Consejo Directivo se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada FES Iberia 2026: del récord solar de 8 GW al desafío estructural del almacenamiento en España se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Próximas convocatorias 24 GWh adicionales

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

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

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

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