Luego de una exitosa primera jornada, FES Caribe 2025 continúa hoy con una agenda enfocada en uno de los temas más estratégicos para el sector: el almacenamiento energético.

En el marco de Future Energy Summit Solar & Storage, este segundo día reunirá a autoridades, empresas tecnológicas, inversores y desarrolladores para analizar cómo los sistemas de baterías (BESS) están redefiniendo el diseño de redes eléctricas resilientes, eficientes y sostenibles en la región.

La jornada contará con la participación de expertos y ejecutivos de alto nivel de compañías como CATL, CFS, FMO, FlexGen, Trina Storage, Servinca, Huawei, Sungrow, Seraphim, AES Puerto Rico, Genera PR, Dominion, Ventus, DIPREM y más, además de organismos como la Comisión Nacional de Energía (CNE), ETED, COHERSA, y la CNEE de Guatemala.

También se abordarán temas como la financiación de proyectos con almacenamiento, el papel de la cadena de valor tecnológica, la planificación de inversiones en redes, y casos de éxito en Puerto Rico y Guatemala, que marcan tendencia en la región.

FES Storage Caribbean se consolida así como la plataforma regional más relevante para discutir el despliegue de almacenamiento a gran escala, en un contexto de crecimiento sostenido de las energías renovables.

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MSU Green Energy proyecta superar 1 GW de capacidad solar instalada en Argentina en los próximos tres años, con un crecimiento sostenido de su portafolio que ya incluye 230 MW en operación y 700 MW en distintas etapas de desarrollo. 

La compañía se apalanca en un modelo de negocios enfocado en la expansión territorial, el financiamiento internacional y la participación en marcos regulatorios que habiliten el crecimiento del sector, como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

“El RIGI es un mecanismo adecuado para proyectos de gran escala. Exige que no haya una alteración del balance de divisas a nivel nacional, entonces todo lo que se importe tiene que tener una contraparte en financiamiento externo. Entonces el mecanismo es bastante apropiado para armar ese financiamiento”, afirmó Tomás Darmandrail, gerente de Desarrollo Corporativo de MSU Green Energy, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina.

Bajo el RIGI, la compañía avanza con un parque solar de 330 MW en Catamarca, que ya tiene prioridad de despacho adjudicada. El proyecto demandará una inversión estimada de entre USD 270 y 280 millones, y se prevé que su construcción inicie en la segunda mitad de 2025. 

“El proyecto ya tiene un grado de avance técnico bastante importante, estamos cerrando la compra de equipamiento crítico y trabajando en la estructuración financiera del proyecto, una de las partes complejas”, detalló Darmandrail.

Además, el portafolio solar operativo de MSU Green Energy incluye Las Lomas (32 MW) en La Rioja, Pampa del Infierno (130 MW), Charata (28 MW) y Villa Ángela (40 MW) en Chaco. A estos se suman obras en ejecución en Sáenz Peña, Castelli, Ingeniero Juárez y Las Lomitas, como parte de una estrategia que distribuye la capacidad renovable entre las provincias de La Rioja, Chaco y Formosa. 

Por lo que la proyección es clara: completar 370 MW aproximadamente para el cierre del 2025 y superar 1 GW de capacidad fotovoltaica instalada en Argentina en el transcurso de los próximos tres años. 

Uno de los aspectos clave en este proceso es el acceso al financiamiento y el cambio de condiciones si se acomoda la macroeconomía nacional y se acomoda positivamente el mercado energético argentino. 

Tal es así que Darmandrail advirtió un cambio de condiciones en los últimos años, de financiamiento a tasas convenientes y plazos que cerraba la rentabilidad adecuada de los proyectos, a tener que buscar tasas de mercado en el exterior, lo que obliga a un rediseño en la estructuración financiera de cada parque.

No obstante, el contexto internacional parece comenzar a abrir nuevas puertas. “Vemos interés de organismos multilaterales o bancos internacionales que hasta hace poco no tenían a Argentina en la agenda. Estamos recibiendo más contacto de esas entidades”, aseguró. 

“También tímidamente se abre la posibilidad de que se financien proyectos sin balance corporativo por detrás, considerando que en Argentina no hay project finance hace ya varios años”, agregó durante el panel de debate denominado “La visión de las grandes energéticas en el actual contexto de mercado argentino”. 

En este punto, Darmandrail valoró los recientes lineamientos de la Secretaría de Energía para “normalizar” el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), aunque reparó sobre sus limitaciones, dada la importancia de comprender cómo se desarrollará su implementación, en especial en lo que respecta a la segmentación de la demanda. 

“El tema hacia adelante es ver cómo se acomodan los precios relativos y los mecanismos de incentivo, principalmente con la división de la demanda prioritaria y la demanda no prioritaria. Todavía falta una bajada importante de números para entender cuál es el impacto de estos lineamientos”, concluyó.

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Chile ha logrado que un gran porcentaje de su generación eléctrica provenga de fuentes renovables, en gran parte gracias a la entrada en operación de varios proyectos solares en el norte del país. 

Sin embargo, este avance contrasta con un problema estructural que persiste: la falta de infraestructura de transmisión y de regulación territorial y permisología adecuada para conectar esa energía con los centros de consumo ubicados principalmente en el centro del país, lo que se traduce en vertimientos ERNC que cada vez van más a la alza.

Cristóbal Correa, director de LAVÍN Abogados & Consultores, analizó los cuellos de botella para el desarrollo eficiente de proyectos energéticos, considerando la complejidad de los trámites, que requieren tanto permisos estatales como negociaciones con propietarios de terrenos, impacta de forma directa en la rentabilidad y bancabilidad de las iniciativas. 

“Cualquier modificación que ponga en riesgo la rentabilidad al proyecto, necesariamente va a impactar en el mercado financiero, en el acceso al financiamiento”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

En este contexto, la zonificación territorial y costera aparece como una de las soluciones más urgentes y estructurales. Correa propone que el Estado defina áreas concretas para la instalación de infraestructura esencial, como subestaciones eléctricas o corredores de transmisión, a fin de agilizar trámites, dar certeza a los desarrolladores y facilitar la convivencia con otras actividades productivas como la pesca o la salmonicultura.

La propuesta incluye la creación de una “carretera eléctrica”, una faja definida por el Estado mediante decretos que permita construir líneas de transmisión sin depender exclusivamente de largas negociaciones con privados, y que el gobierno brinde prioridad en tramitación de permisos.

“El Estado debe identificar sectores estratégicos y destinar predios fiscales o áreas marítimas específicas para infraestructura energética”, planteó Correa, que a modo de ejemplo, mencionó  lo que ocurre en la región de Magallanes, donde los proyectos de hidrógeno verde compiten por el uso del suelo y no existe una planificación clara sobre dónde se puede instalar infraestructura crítica como aerogeneradores, embarcaderos o ductos. 

“Ahora bien, como complemento los proyectos de H2V, que requieren una infraestructura en el borde costero, también se debe definir cuáles son los sectores más atractivos para la instalación de infraestructura, como muelles, ductos, embarcaderos, entre otros, que permitan conocer los lugares disponibles bajo administración fiscal”, complementó Correa.

“Chile tiene más de 7.000 kilómetros de costa. No todas las bahías en Chile están disponibles para este tipo de trabajo, porque se requiere una cierta estabilidad en el mar para que se aseguren una cantidad de embarcos al año que hagan que el proyecto finalmente económicamente sea viable, porque el gran desafío para el proyecto de hidrógeno verde en Chile es cómo trasladamos ese vector a los centros de consumo de una manera que sea económicamente viable y atractiva”, agregó. 

Desde su experiencia como director de LAVÍN Abogados & Consultores, Correa detalló que entre siete y diez iniciativas se encuentran actualmente en la búsqueda de aseguramiento territorial a través de la constitución de concesiones marítimas, por lo que el gran desafío es atraer inversión y contar con la asesoría necesaria para sortear las diferentes barreras.

Y aunque Chile ha delineado una ambiciosa hoja de ruta en H2V para el periodo 2023-2030, el cumplimiento de esos objetivos aún presenta incertidumbres: “Los ciclos políticos en Chile no permiten que los avances sean muy radicales”, comentó Correa, quien pone en duda la capacidad del país para posicionarse como líder global sin antes consolidar la infraestructura necesaria para transporte y almacenamiento del vector energético.

“Pero cuando tengamos la infraestructura instalada, vamos a estar bien posicionados para verificar si el mercado finalmente existe o no existe. Creo que el signo de interrogación todavía está en cómo podemos competir en el mercado global del hidrógeno verde considerando las barreras propias de la ubicación del país. Todo está encaminado a lograr los objetivos del plan, aunque el gran desafío al 2030 es consolidar la infraestructura necesaria para el transporte y almacenamiento del H2V”, concluyó. 

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360Energy, una de las empresas líderes del sector de energías renovables en Argentina, proyecta duplicar su potencia instalada en el corto plazo, con un fuerte enfoque en proyectos multisitio, multitecnología y con expansión internacional.

“Duplicaremos nuestra capacidad operativa en los próximos 18 meses”, manifestó el director de Desarrollo Comercial de 360Energy, Ricardo Bernengo, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.  

“Nuestro objetivo es realizar esos proyectos solares que incluyen baterías y carport, estructuras grandes debajo de los autos, y el desafío es el multisitio, multipaís, multicliente y la multitecnología”, agregó durante el panel de debate denominado Energías renovables 360: Claves para un virtuoso desarrollo del mercado en Argentina.

Este crecimiento estará impulsado tanto por el desarrollo nacional como por la consolidación en mercados clave como Brasil, España, México e Italia, con intenciones de avanzar también en Estados Unidos, Alemania y Francia.

Incluso, la compañía ya cuenta con seis parques solares fotovoltaicos en Argentina y trabaja en cinco proyectos adicionales en el país. Sus activos están en el Noroeste Argentino (NOA), en las provincias de San Juan, Catamarca y La Rioja, donde posee 250 MW, de los cuales la mitad están destinados al Mercado a Término (MATER) y la otra mitad se comercializa a través de CAMMESA.

Y cabe recordar que tres de sus parques fueron asignados en la licitación RenMDI, siendo los únicos proyectos solares con baterías adjudicados en dicha convocatoria del 2023 y que empezarán a construirse en el presente año. 

“También contamos con proyectos de autogeneración en Córdoba y Buenos Aires, uno de esos con sistema carport; sumado a otro en España (autogeneración en Vigo), tres proyectos en Brasil y un gran desafío en México con 100 MW distribuidos entre carport y tracker, con 200 MWh de baterías, que será la segundo central más grande del mundo en carport”, detalló Bernengo.

Uno de los aspectos clave de la nueva etapa de crecimiento es el almacenamiento híbrido en sistemas solares, que bajo la mirada del especialista resulta cada vez más atractivo, como también el los virtual PPA (Power Purchase Agreement), contratos que permiten vender energía a precio fijo sin importar la localización del parque y el consumo. 

“Los virtual PPA son herramientas muy poderosas en sistemas de precio único y donde hay restricciones de transporte”, remarcó el ejecutivo, y anticipa su potencial adopción futura en Argentina ante un escenario de liberalización del mercado como mecanismos “poderosos” para generadores de energía y grandes usuarios. 

De todos modos, Bernengo subrayó que el avance de las energías limpias necesita de transmisión eléctrica acorde y acceso a financiamiento competitivo a largo plazo, porque de lo contrario las empresas podrían recaer en parques de menor escala en vez de utility scale a buenos precios. 

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De acuerdo con Adrián Correa, el 2024 marcó un hito en materia minero energética en el país. La UPME aprobó 19 proyectos de infraestructura eléctrica, convirtiéndose en el periodo más fructífero de la historia de Colombia. Así mismo, fue el segundo año en la historia con más obras adjudicadas, alcanzando un total de 8.

Estas acciones se enmarcaron en la Misión Transmisión, que busca fortalecer y modernizar las redes eléctricas del país, tanto a nivel del Sistema de Transmisión Nacional (STN), como del Sistema de Transmisión Regional (STR). Se destacan la primera obra del STN aprobada para Chocó y la incorporación de Compensadores Síncronos al sistema.

Con el fin de que el país cuente con una red eléctrica más segura y confiable, en la Misión Transmisión, Adrián Correa destacó el portafolio estratégico del Plan Maestro de Modernización y Expansión de la Infraestructura de Transmisión Eléctrica, que propone 98 obras con tecnologías y soluciones de vanguardia, junto a un análisis de los habilitadores para poder incorporar estas obras y tecnologías propuestas al sistema eléctrico colombiano.

“Además de tener las que conocemos como redes clásicas, subestaciones, líneas de transmisión y los FACTS, también contará con conductores de alta temperatura para repotenciar corredores y transportar más corriente. Se implementarán baterías, más compensadores síncronos, y la que hemos llamado la mega obra, que es el uso de HVDC para inyectar energía renovable en la costa, onshore u offshore, hacia el centro del país”, puntualizó Adrián Correa Flórez.

Durante el periodo entre 2022 y el 2023, correspondiente al primer ciclo de asignación de capacidad de transporte, la UPME aprobó 190 solicitudes de conexión de plantas de generación correspondientes a 8,32 GW de capacidad agregada.

Líder de información del sector minero-energético

Pero el trabajo de la UPME va más allá. Durante este periodo se consolidó como el Chief Information Officer del sector minero energético, destacándose por su capacidad de generar y agrupar datos clave en herramientas innovadoras para la toma de decisiones. Ejemplo de ello es su Geoportal Sectorial, que reúne y facilita el acceso a información geográfica del sector: energía eléctrica, minería, hidrocarburos y prospección geológica.

Al respecto, Correa manifestó que “En los últimos dos años y medio modernizamos nuestro portal web, el Sistema de Información Minero Energético Colombiano (SIMEC), y desarrollamos once geovisores especializados, los cuales son esenciales para la planificación energética, como los de Capacidad Asignada, Proyectos de Generación e infraestructura energética, entre otros.”

Alternativas limpias para todos los colombianos

Después de cinco años se actualizó el Plan Nacional de Sustitución de Leña (PNSL). Actualmente, cerca del 10% de los hogares en Colombia aún cocinan con leña u otros combustibles ineficientes y contaminantes. El objetivo es reemplazar progresivamente estas fuentes por alternativas más limpias, alcanzando el 100% en 2050.

En este periodo, la UPME adjudicó la auditoría para 5 obras de los proyectos de infraestructura prioritaria de transporte (IPAT) del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Entre los proyectos, se incluye la bidireccionalidad Barranquilla- Ballena, Ballena- Barrancabermeja, las obras de interconexión en Ballena, la ampliación de la capacidad de transporte en los tramos Mariquita- Gualanday y Jamundí – Valle del Cauca, las cuales permitirán el flujo de este energético de la Costa Caribe hacia el interior del país.

Planeación de una minería para la vida

La UPME lideró la construcción y publicación del Plan Nacional de Desarrollo Minero 2024–2035. Esta herramienta de planificación integral y permanente, de acuerdo con lo manifestado por Correa Flórez, orienta el desarrollo y aprovechamiento de los recursos mineros en Colombia. Promueve una minería responsable, que proteja el ambiente, respete los derechos comunitarios y aporte al empleo y la diversificación económica.

Este plan se realizó en tres fases: el diagnóstico sectorial desde los territorios, la formulación de estrategias para acciones y políticas a implementar para el desarrollo sostenible del sector; y la implementación y seguimiento. Además, se construyeron 9 diagnósticos de Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva.

Enfoque territorial

En los últimos dos años y medio, la UPME enfocó su planificación en los territorios, reconociendo sus realidades y necesidades para promover un acceso energético más equitativo. Incorporó en la planeación a Chocó, Nariño, Cauca, Casanare, Norte de Santander y otras regiones históricamente excluidas de los grandes mapas del desarrollo. Este enfoque ha contado con la participación de más de 1.500 personas desde el año 2023.

Diversificación de la matriz energética

La UPME desarrolló la estrategia 6GW con la que se viene trabajando para incorporar 6 gigavatios (GW) de capacidad instalada en energías renovables para 2026. A la fecha se cuentan con 82 proyectos entre solares y eólicos. En operación 1.348,55 MW y en pruebas 731,34 MW para un total de 2.079,89 MW. Esto corresponde a un aumento del 700 % comparado con el año 2022, donde se tenía tan solo 297,08 MW, mostrando un compromiso por diversificar la matriz y reducir la dependencia de fuentes hidrotérmicas.

Pacto por una Transición Energética Justa Intensiva en Conocimiento

La UPME ha planificado el futuro minero energético en articulación con los territorios y la academia. Desde 2022, ha impulsado una planeación inclusiva y sostenible que facilitará transformaciones profundas en el sector. Pusimos la ciencia al servicio de las transformaciones que requiere el país para generar 19 estudios publicados y 20 finalizados y próximos a publicar.

Documentos claves para la planificación del sector minero-energético

Desde 2022, la UPME ha elaborado 98 documentos clave para la planificación del sector minero energético, incluyendo planes, estudios, informes, position papers y guías que fortalecen la discusión sobre la Transmisión Energética Justa y contribuyen a un futuro más seguro y sostenible. Invitamos a consultar nuestro portal web www.upme.gov.co donde se encuentran alojados todos los documentos.

Fortalecimiento institucional

Finalmente, el director de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME afirmó que la entidad ha avanzado en su modernización para fortalecer la planificación energética de Colombia. Con el Decreto 2121 de 2023, amplió su planta de 126 a 157 empleos, con un proyecto en curso para alcanzar 179. Además, en 2024, logró su primera negociación con Sintraminerales, culminando en un acuerdo final.

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Sudamérica está en camino de agregar 160GW de capacidad de energía fotovoltaica (PV) para 2034, destacando el papel fundamental de la región en la transición global hacia energías renovables. Sin embargo, este rápido crecimiento enfrenta desafíos, como cortes de energía y una infraestructura de transmisión insuficiente, lo que obstaculiza la expansión solar.

En este contexto, la tecnología de almacenamiento de energía y los inversores de alta eficiencia han surgido como soluciones clave, con los inversores Solis desempeñando un papel vital en el desarrollo del mercado fotovoltaico de la región.

Desafíos del mercado fotovoltaico en Sudamérica

Países como Chile cuentan con abundantes recursos solares, pero la fragilidad de sus sistemas eléctricos limita el potencial de la energía solar. En 2024, Chile registró un récord de 6TWh de recorte de energía solar y eólica, más del doble que el año anterior, lo que resalta la urgente necesidad de fortalecer la seguridad y la resiliencia de su sistema eléctrico nacional.

En Chile, el inversor conectado a la red S6-GC3P150K-ND, con su alta potencia de salida y fiabilidad, se ha convertido en la opción preferida para plantas fotovoltaicas a gran escala. Por otro lado, el inversor de almacenamiento S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS destaca en aplicaciones residenciales y comerciales pequeñas, ofreciendo una solución descentralizada para hacer frente a los apagones a nivel nacional.

Sinergia entre almacenamiento de energía e inversores

La adopción de tecnología de almacenamiento de energía es clave para resolver los problemas de recorte energético en Sudamérica, y los inversores son los facilitadores esenciales de sistemas solares con almacenamiento eficiente.

Los inversores de almacenamiento de Solis, como el S6-EH3P(30-50)K-H y el S6-EH1P(3-8)K-L-PLUS, no solo cuentan con una alta eficiencia de conversión, sino que también soportan una gestión inteligente de la energía, permitiendo ajustar de manera flexible la salida de potencia según la demanda de la red. Esta sinergia no solo mejora la utilización de la energía solar, sino que también refuerza la seguridad y la resiliencia del sistema eléctrico.

Solis, con sus innovadores inversores conectados a la red y de almacenamiento, desempeña un papel crucial en ayudar a la región a abordar los desafíos del recorte energético y fortalecer la estabilidad del sistema eléctrico. Para 2034, a medida que la región alcance su meta de agregar 160GW de nueva capacidad fotovoltaica, los inversores Solis seguirán siendo una fuerza impulsora en la transición energética de Sudamérica, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

Acerca de Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los mayores y más experimentados fabricantes de inversores solares del mundo. Fundada en 2005, la empresa está comprometida con acelerar la transición global hacia la energía limpia mediante soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.
Para más información, visite www.solisinverters.com o síganos en redes sociales como Solis Latam.

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La espera terminó. Hoy comienza FES Caribe 2025, el foro energético más influyente de Centroamérica y el Caribe. En el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, autoridades, desarrolladores, inversores, generadores, EPCistas, fabricantes, organismos multilaterales y expertos de toda la región se reúnen para una doble jornada que promete marcar un antes y un después en el debate sobre el presente y futuro de las energías renovables y el almacenamiento.

Con más de 500 participantes confirmados, la agenda de FES Caribe incluye paneles de alto nivel institucional, conversaciones entre referentes del sector privado, keynotes técnicos de empresas líderes y espacios de networking diseñados para potenciar alianzas estratégicas y concretar nuevas oportunidades de inversión. La agenda completa puede consultarse online a través de este enlace oficial.

El evento contará con la participación de destacadas figuras como Joel Santos Echavarría, Edward Veras, Andrés Astacio, Betty Soto, Víctor Hugo Ventura, Rosina Hernández, Álvaro Villasante, Edy Jiménez, Manuel San Pablo, Silvia Alvarado, Fernando Alvarado, Charlotte Bruyer, Diego Quirós Ramos, entre otros referentes clave del sector público, financiero, técnico y empresarial.

Entre las temáticas destacadas se abordarán la expansión regional de la energía solar, la planificación de redes, la financiación de proyectos con almacenamiento, la innovación tecnológica, el rol del sector privado en las metas 2030, y el avance de los marcos regulatorios en toda la región. Además, este 3 de abril tendrá lugar el Especial Storage Day, una jornada exclusiva dedicada al almacenamiento energético, tecnología clave para garantizar la estabilidad de la red y acompañar el crecimiento de las renovables.

FES Caribe 2025 cuenta con el acompañamiento de más de 30 empresas partners, entre ellas:
Sungrow, JA Solar, Seraphim, CATL, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

El evento cuenta además con el respaldo institucional de OLADE, ASOFER y MER como Strategic Partners, consolidando a FES Caribe como el espacio donde convergen los sectores público y privado para impulsar la transición energética en el Caribe y Centroamérica.

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Con más de 16 años de experiencia en el sector energético, Mauricio Utreras asumió la dirección ejecutiva de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) en Chile, que hoy representa cerca del 35% de la capacidad instalada nacional. 

“Ser el nuevo director ejecutivo de GPM es un tremendo desafío, dado que el gremio reúne a 19 empresas, de las cuales siete son de capitales internacionales y están invirtiendo principalmente en energías renovables” manifestó Utreras, quien dirigió anteriormente el Departamento de Información y Estadísticas en la Comisión Nacional de Energía y en 2016 fue reconocido por el World Energy Council como uno de los 100 futuros líderes del sector a nivel global, siendo el primer chileno en alcanzar esa distinción.

Uno de los pilares de la estrategia de GPM bajo el nuevo liderazgo es el almacenamiento energético como solución a los vertimientos, dado que según el gremio, para 2025, el 80% de las carteras de sus empresas asociadas incluirán proyectos híbridos. 

Tal es así que Utreras destacó que, a mediano plazo, el almacenamiento en sistemas BESS (Battery Energy Storage System) podría explotar aún más, “alcanzando el 50% de las energías renovables que hoy se están perdiendo”.

En cifras, GPM estima que entre 4,5 y 5 TWh renovables se pierden anualmente en Chile, lo que equivale a un mes y medio de generación limpia, en medio de un contexto donde el país planea desconectar un gigavatio de generación a carbón en 2025. 

No obstante, para que el sector siga definiendo estrategias de negocio, desde el gremio plantearon la importancia de lograr reglas claras para la industria eléctrica y mejoras en la regulación, principalmente vinculadas con los retiros, inyecciones y su valorización en tiempo real.

Para ello, Utreras reveló que GPM definió una nueva planificación estratégica que identifica tres proyectos de leyes prioritarias para el gremio: PdL de ampliación de subsidios eléctricos (y la implicancia del cargo a los PMGD), PdL de permisología y el PdL de modernización de los sistemas medianos que no forman parte del SEN. 

“Hay un perjuicio hacia los Pequeños Medios de Generación Distribuida por el porque existe un cargo Fondo de Estabilización de Tarifa (FET) que busca disminuir los ingresos de los PMGD, los cuales podrían bajar hasta un 27%, para financiar los subsidios”, sostuvo 

“Esto no solo afecta lo económico, sino que también la certeza jurídica y la historia de Chile de respetar contratos. Pero de concretarse, cerca de 64 de los 180 PMGD analizados por GPM entrarían en default el primer año, porque no son capaces de financiar su flujo de caja con una disminución de ingresos del 27%”, subrayó en diálogo con Energía Estratégica.

Y aunque la propuesta del Cargo FET fue rechazada en la Cámara de Diputados, se prevé que el Poder Ejecutivo reingrese la iniciativa que podría prolongarse hasta 2027 y, en caso de extensión, hasta 2028 con un eventual cargo de compensación.

El segundo proyecto de ley que sigue de cerca GPM es la reforma a la permisología. El gremio apoya el nuevo marco de autorizaciones sectoriales que busca acelerar permisos mediante plataformas digitales y regular el silencio administrativo. 

“Hemos visto que los costos asociados a permisos y compromisos socioambientales llegan hasta el 10% de la inversión de un proyecto”, precisó Utreras.

Además, advirtiendo que la incertidumbre en los plazos de respuesta afecta la viabilidad y oportunidad de las inversiones, en especial en un contexto de 60% de retraso en las inversiones de transmisión y que, por ende, los proyectos estratégicos de almacenamiento necesitan priorización para continuar y no seguir perdiendo los flujos de energía actuales.

La tercera iniciativa que respalda GPM es la modernización de los sistemas medianos, a fin de modernizarlos e implementar nuevas soluciones técnicas, tecnologías, almacenamiento y más ERNC, a la par de que lograr un impacto positivo en economía locales con menores costos para los usuarios potenciales e inversionistas de la zona.

“Está en tramitación en la Cámara de Diputados, pero el Poder Ejecutivo recientemente le dio carácter de suma urgencia y nuevamente activará la iniciativa”, remarcó el flamante director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores.

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Sungrow Power Supply, fabricante líder mundial de inversores y sistemas de almacenamiento energético, está expectante de nuevas oportunidades que se abren en el sector eléctrico en Argentina. Entre ellas, ve con entusiasmo el nuevo escenario que abre en el país con la licitación “AlmaGBA”.

Durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Danisa Butko, Key Account Manager de Sungrow, resaltó: “Estamos muy optimistas del mercado argentino con esta licitación de los 500 MW de almacenamiento”, en alusión a la reciente convocatoria lanzada por la Secretaría de Energía.

La iniciativa tiene como objetivo adjudicar 500 MW de potencia en sistemas BESS, con capacidad de almacenamiento de cuatro horas continuas por ciclo de descarga, destinados a las redes de Edenor y Edesur para mitigar riesgos de cortes eléctricos en el AMBA durante el verano. El proceso contempla una ventana para recibir ofertas hasta el 19 de mayo, con apertura de sobres B el 18 de junio y adjudicación el 27 del mismo mes.

“Lo vemos un tema bastante interesante esta licitación que va a tirar bastante inversión extranjera en el mercado”, manifiesta Butko, subrayando la importancia estratégica de la iniciativa para fomentar capital foráneo en el sector energético argentino.

La ejecutiva también destacó la escala de operaciones que ya maneja Sungrow en la región: “En Latinoamérica contamos con 6.5 GWh cerrados en almacenamiento, así que estamos bastante contentos de poder ofertar nuestra expertise aquí en el mercado”.

Sungrow no solo busca ofrecer tecnología, sino también acompañamiento desde etapas tempranas hasta la operación y mantenimiento en lo que dure el periodo de contrato. En ese sentido, Butko puntualiza: “Nosotros siempre podemos ofertar la parte de operación de mantenimiento en todos nuestros proyectos como lo estamos haciendo por ejemplo en Chile”. Allí, la compañía cuenta con una oficina compuesta por aproximadamente 90 personas, la mitad de ellas dedicadas a tareas de operación y mantenimiento, un aspecto que la empresa considera “muy importante”.

Para replicar ese modelo en Argentina, la firma ya trabaja con service partners que les permitan garantizar los mismos estándares de servicio que brindan en otros países. “Estamos colaborando con service partners para poder dar los mismos beneficios que estamos ofertando en Chile”, sostiene Butko.

En este marco, Sungrow ya cuenta con un caso emblemático en el país: el proyecto Mariano, de casi 290 MWh de baterías en una microrred ubicada en provincia de Salta, donde también se integra generación solar. “Es un proyecto solar y de batería, entonces aquí también estamos hablando de un proyecto de hibridación muy importante”, remarca la representante de la compañía.

Invitación al ecosistema y visión a futuro

Sungrow busca posicionarse como un socio estratégico y confiable para los distintos actores interesados en la licitación. “Estamos invitando a los principales jugadores si quieren ir a visitar a nuestra oficina, el service center de Chile y también plantas de batería”, extiende Butko como parte de su propuesta de valor y de transferencia de conocimiento.

La empresa, con fuerte foco en innovación tecnológica y presencia global, está lista para convertirse en un pilar de la transición energética en Argentina. “Queríamos simplemente decir que quien quiere saber más respecto a Sungrow, respecto a las soluciones que podemos ofertar, yo estoy aquí a disposición”, asegura Butko, e indica también la participación de Gonzalo Feito, director de Latinoamérica, como parte del equipo que acompaña este proceso.

Con un track récord sólido en Latinoamérica, la compañía aspira a ser un actor clave en la implementación de los proyectos BESS previstos en esta licitación. “Vamos a esperar que los principales actores quieran conversar con nosotros y poder ser una puerta con nuestra expertise”, concluye la ejecutiva.

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La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) anunció el lanzamiento de dos convocatorias a licitación pública internacional vinculadas a la represa multipropósito El Tablón.

Se trata por un lado de la No.001-ENEE-UEPER-2025 que busca adjudicar a contratistas para encargarse de obras del proyecto hidroeléctrico y obras anexas; y por otro lado de la N°002-ENEE-UEPER-2025 que busca consultores interesados en la supervisión del diseño de detalle y construcción.

El ministro de Energía, Erick Tejada, recordó que desde 1974 ha estado bajo discusión la ejecución de la represa El Tablón sin convertirse en realidad si no hasta que el gobierno de Xiomara Castro puso certeza en el financiamiento y proceso de selección de los actores involucrados en su realización.

“Finalmente, después de 40 años de promesas vacías y rotas hemos lanzado ya públicamente la licitación para la construcción de la represa. Ha sido todo un proceso arduo desde la actualización de los estudios, ahora elaborar los términos de referencia y finalmente publicar las bases. Esperamos abrir ofertas a finales de junio de este año y que se coloque la primera piedra en octubre del 2025”, expresó Tejada.

La elección de la fecha no es menor ya que busca brindar certeza sobre este proyecto antes de las elecciones generales de Honduras, previstas para el 30 de noviembre del 2025. Luego, según el Contrato de Diseño y Construcción de obra, el plazo para la ejecución de las obras es de 48 meses a partir de la orden de inicio.

Este proyecto alberga 3 turbinas tipo Francis de eje vertical que entregarán una potencia nominal de 4.89 MW cada una y una potencia máxima de 5.69 MW cada una, para una potencia máxima instalada de 17.07 MW.

Será una obra de 59.70 metros de altura desde el cimiento hasta el parapeto, con dos tipos de presas, una de enrocado con núcleo de arcilla en la margen derecha y otra de concreto compactado con rodillo en la margen izquierda.

En adición, se requiere que el contratista esté a cargo de obras anexas tales como aquellas que requerirán el diseño, ejecución, suministro, montaje y puesta en marcha de la línea de interconexión, incluyendo todos los equipos necesarios para la completa operación del sistema de generación; la reubicación de la Carretera CA-4 y el puente sobre el río Cañas; y otras obras como protección en el río Mazapa, drenaje pluvial en Quimistán y otras compensaciones.

Pero más allá de las particularidades técnicas, su fin multiproposito marca su importancia de aplicación. Esta obra representa una respuesta contundente a mitigar las inundaciones en el Valle de Sula, ya que tendrá la capacidad de contener caudales de hasta tres veces más que los registrados durante el paso de los huracanes Eta y Iota.

Aquello no sería todo. Este emblema de generación renovable también contribuirá al desarrollo energético y competitividad de las industrias a las que podrá suministrar electricidad limpia.

Al respecto, es preciso indicar que el Valle de Sula que abarca parte del departamento de Cortés es reconocido por su productividad agrícola e industrial, al albergar zonas francas, maquilas y una gran infraestructura como puertos y aeropuertos.

Todos los interesados en los procesos de selección para supervisión o construcción aún tienen tiempo de participar. La fecha límite para la presentación de las ofertas se fijó para el 27 de mayo de 2025 en el caso de consultoras que compitan por el contrato de supervisión y hasta el 26 de junio del 2025 para contratistas que quieran disputarse el diseño y obras.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, se ha unido recientemente a la Solar Stewardship Initiative (SSI), un paso significativo para alinearse con los estándares globales de gobernanza ESG y construir una cadena de valor sostenible.

La SSI es un programa de garantía de sostenibilidad específico para el sector solar, lanzado conjuntamente por SolarPower Europe y Solar Energy UK. Esta iniciativa busca crear una cadena de valor solar responsable, transparente y sostenible, combinando la integridad de la cadena de suministro con un mejor desempeño en ESG. Hasta la fecha, la SSI ha obtenido el apoyo de más de 60 empresas solares, cubriendo una parte importante del mercado solar europeo y toda la cadena industrial.

En octubre de 2023, la SSI presentó oficialmente su estándar ESG, estableciendo un conjunto integral de indicadores clave para mejorar la sostenibilidad de la cadena de suministro. Este marco abarca el impacto ambiental, los derechos humanos y la gobernanza, marcando un referente en el desempeño ESG de la industria. A través de la certificación SSI, los fabricantes de módulos pueden demostrar sus logros en sostenibilidad a lo largo de su proceso productivo, mostrando su cumplimiento con las mejores prácticas internacionales. Esta certificación sirve como una señal clara para los grupos de interés —incluyendo a los clientes— sobre el firme compromiso de una empresa con los principios ESG, ayudando a mejorar la eficiencia operativa y la credibilidad de la marca.

DAS Solar ha destacado consistentemente en prácticas ESG, implementando activamente su iniciativa DASGREEN. La compañía está comprometida con avanzar en gobernanza corporativa, impulsar la innovación tecnológica, promover el desarrollo verde y sostenible, y cumplir con sus responsabilidades sociales. Al optimizar y fortalecer continuamente su marco de gobernanza, DAS Solar garantiza una toma de decisiones científica, una gestión efectiva de riesgos y una transparencia en la información, estableciendo estándares líderes en la industria que sientan las bases para su crecimiento a largo plazo.

En manufactura verde, DAS Solar ha logrado avances notables en la reducción de emisiones de carbono durante todo el ciclo de vida de sus productos. La empresa incorpora principios de diseño ecológico, sustituye sustancias peligrosas, reduce el grosor de las obleas de silicio y mejora técnicas y procesos productivos, minimizando así los residuos de los módulos desde su origen. Además, DAS Solar es pionera en tecnologías avanzadas de reciclaje para módulos fuera de servicio, utilizando un proceso de desmontaje puramente físico. La compañía aplica sistemas innovadores como el desensamblaje adaptativo de marcos, el pelado térmico, el procesamiento de polvo ultrafino, la separación multietapa de componentes y sistemas integrales de eliminación de polvo. Este proceso innovador no genera residuos, aguas residuales ni emisiones, garantizando además cero contaminación por polvo.

Las cuatro bases de producción de DAS Solar en Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Bengbu han superado la verificación de carbono de TÜV SÜD y obtenido la certificación ISO 14064 en verificación de gases de efecto invernadero. En particular, las fábricas de Zhangzhou y Quzhou han recibido la certificación «Zero Carbon Factory» en reconocimiento a su destacado desempeño en ahorro energético, reducción de emisiones y uso de energías limpias, consolidándose como modelos de manufactura verde.

En formación y desarrollo de talento, DAS Solar promueve los principios de igualdad, diversidad e inclusión, integrándolos en todos los aspectos de reclutamiento, capacitación y operaciones diarias. La compañía se compromete a crear un entorno laboral libre de prejuicios que fomente la creatividad y la innovación. Además, ha establecido un sistema de gestión de recursos humano estandarizado y transparente que protege los derechos de los empleados y promueve la competencia justa. Para apoyar el crecimiento profesional, ofrece diversos programas de desarrollo diseñados para alinear el crecimiento personal de los empleados con los objetivos de sostenibilidad a largo plazo de la empresa, construyendo un camino colaborativo hacia el éxito mutuo.

En el cumplimiento de sus responsabilidades sociales, DAS Solar adopta un modelo de fabricación descentralizado, impulsando el crecimiento de cadenas de suministro locales y fortaleciendo los ecosistemas industriales regionales. Este efecto de agrupación mejora la competitividad de las economías locales, acelera la integración de recursos industriales y atrae talento, capital y tecnología. El modelo operativo de DAS Solar también contribuye a estrategias de revitalización rural, inyectando impulso sostenible al desarrollo económico local.

Mirando hacia el futuro, como nuevo miembro de la SSI, DAS Solar apoyará activamente esta iniciativa, integrando estrategias ESG en su núcleo. Con la visión de fomentar la armonía entre las personas y la naturaleza y avanzar hacia un desarrollo sostenible, DAS Solar está comprometida a acelerar la transición global hacia energías verdes y contribuir a la sostenibilidad a largo plazo de la industria solar.

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Todo está preparado en República Dominicana para recibir a los principales referentes del sector energético de la región. Mañana, miércoles 2 de abril, comienza FES Caribe 2025, el foro más importante de Centroamérica y el Caribe dedicado al desarrollo de energías renovables y almacenamiento. Serán dos jornadas intensas de trabajo y networking en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, con una agenda de alto nivel que reúne a más de 500 profesionales del sector público, privado y financiero.

A lo largo de estas dos jornadas, participarán ministros, superintendentes, CEOs, country managers, desarrolladores, EPCistas, fabricantes y consultores, abordando los desafíos y oportunidades que marcarán el futuro energético regional. Temas como la expansión de la energía solar, la planificación de redes, el financiamiento de proyectos con almacenamiento, la innovación tecnológica, el marco regulatorio y las metas de descarbonización serán el eje de las sesiones.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
🎟️ Entradas aún disponibles: Adquirir aquí
📺 Seguí la transmisión EN VIVO: YouTube de FES
🔗 Agenda completa: Ver aquí
🔗 Lista de partners: Ver aquí

Entre los speakers confirmados, estarán presentes Joel Santos Echavarría, Edward Veras, Andrés Astacio, Betty Soto, Víctor Hugo Ventura, Rosina Hernández, Álvaro Villasante, Manuel San Pablo, Edy Jiménez, Alberto García Feijoo, Silvia Alvarado, Fernando Alvarado, Charlotte Bruyer, Diego Quirós Ramos, entre muchos otros. Además, la agenda incorpora la visión de empresas líderes como AES Dominicana, EGE Haina, Huawei, Trina, Sungrow, Seraphim, CATL, Solis, Soventix, Ennova, Ventus, Dominion, Jiménez Peña, FMO, CFS, FlexGen, Aggreko, SL Rack, Servinca, MPC Energy Solutions y Genera PR, entre otras.

El evento cuenta con el apoyo de más de 30 empresas partners que impulsan el desarrollo energético regional, entre las que se destacan Sungrow, JA Solar, Seraphim, CATL, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE). A ellos se suman los Strategic Partners del evento: OLADE, ASOFER y MER.

Uno de los momentos más esperados será la jornada del jueves 3 de abril, con el Especial Storage Day, un bloque dedicado exclusivamente al almacenamiento energético, donde se analizará el rol clave de los BESS en la estabilidad de la red, su marco regulatorio, su viabilidad financiera y las nuevas soluciones tecnológicas que ya se están desplegando en el Caribe y Centroamérica.

Con todos los focos puestos en Santo Domingo, FES Caribe 2025 se posiciona como el evento donde se construyen las alianzas estratégicas, se presentan las nuevas tendencias tecnológicas y se definen los próximos pasos del mercado energético regional.

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El almacenamiento con baterías se consolida como una tecnología estratégica para acelerar la transición energética en Latinoamérica. Este será el eje central del webinar «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp., que se realizará el próximo martes 23 de abril.

El evento reunirá a especialistas y referentes de empresas líderes del sector, quienes debatirán sobre modelos de negocio, avances tecnológicos, marcos regulatorios y oportunidades para impulsar proyectos de almacenamiento energético en distintos países de la región.

La jornada comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La participación es gratuita y los interesados ya pueden inscribirse.

Panel 1 – 9:00 h (Colombia): «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión»

Este panel explorará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes pueden aprovechar el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. Se analizarán los mercados más avanzados, los que presentan mayor potencial de crecimiento a corto plazo, y el rol de las nuevas tecnologías en la estabilidad de la red y la rentabilidad de los proyectos.

Entre las empresas confirmadas se encuentran Sungrow, Solis, Pylontech y Quartux.

Panel 2 – 9:45 h (Colombia): «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos»

El segundo panel se centrará en los beneficios que ofrece el almacenamiento tanto para la red eléctrica como para el mercado, y abordará los modelos de negocio más efectivos para su desarrollo. Además, se debatirá sobre las estrategias de financiamiento para proyectos de gran escala y la necesidad de establecer nuevos incentivos, con un foco particular en el caso de Chile.

Participarán empresas como Amara NZero, APsystems y Growatt.

“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como un evento clave para entender el presente y futuro del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias de actores líderes del sector y anticipar las tendencias que marcarán los próximos años.

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El Ministerio de Economía de Argentina definió el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) a través del Decreto 234/2025, en el marco de la revisión, saneamiento o disolución de los Fondos Fiduciarios Públicos.

«En línea con los 21 fondos disueltos anteriormente, el FFTEF registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados», indica un comunicado del Poder Ejecutivo.

Este Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas. En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.

No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (Sigen) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF.

Entre ellas se destaca el incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; las inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación.

«Asimismo, la disolución de este Fondo Fiduciario no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía», asegura el comunicado del gobierno de Argentina.

«Es por eso que, atento a las falencias encontradas en el funcionamiento del FFTEF, el Gobierno reafirma su voluntad de lograr una gestión pública más eficiente, transparente y orientada al bienestar común, garantizando el uso racional de los recursos públicos y fortaleciendo el control sobre las finanzas públicas», concluye.

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Con más de 10 GW instalados en Latinoamérica y una trayectoria de más de 40 años en la fabricación de aerogeneradores, Nordex Group busca impulsar la reactivación del sector eólico en México. En el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jordi Pous, Service Sales Manager Latam de Nordex Group, planteó una hoja de ruta clara para destrabar el potencial renovable del país.

“Primero démosle salida a lo que está ya instalado”, manifestó Pous, haciendo referencia a los proyectos comisionados que aún esperan interconectarse a la red eléctrica. Según el ejecutivo, estos desarrollos ya están técnicamente listos para inyectar energía, pero continúan sin los permisos correspondientes. Mientras tanto, Nordex continúa realizando tareas de mantenimiento para la preservación de estos proyectos.

“Las empresas necesitan certidumbre para poder seguir invirtiendo en la energía renovable en México”, enfatizó. En ese sentido, el ejecutivo solicitó avanzar con las interconexiones antes de volcarse completamente al desarrollo de nuevos parques. Aunque reconoció que ya existen indicios de una reactivación, advierte que “tenemos que dar certidumbre y salida a lo que ya está listo para inyectar energía al sistema”.

Condiciones favorables para la inversión 

México cuenta con características privilegiadas, que lo posicionan estratégicamente para el desarrollo eólico. En este sentido, Pous señaló: “La situación geográfica de México es inigualable, incluso para traer componentes para la instalación de los mismos aerogeneradores”.

El país es un nodo logístico clave entre Europa y Asia, y el referente de Nordex en la región destaca la existencia de clústers bien diferenciados: uno en el norte con vientos medios, otro en Oaxaca con vientos altos, y un tercero en la península de Yucatán, donde se encuentran vientos medios, pero con el riesgo de que también lleguen huracanados. Esta diversidad requiere un enfoque técnico adaptativo para cada proyecto.

Durante FES Mexico, Jordi Pous subrayó la proximidad a puntos de conexión como un elemento estratégico clave: “Estamos cerca de los puntos de conexión, lo cual hace ideal para las empresas poder posicionarse cerca del recurso y de donde está la generación”.

Otro aspecto fundamental es el elevado factor de planta que ofrece el país. En palabras de Pous: “En el Istmo tenemos un viento que no se ha visto en otro lugar del mundo. En pocos sitios del mundo tenemos ese recurso”, lo que abre la puerta a un crecimiento mucho mayor en la capacidad instalada.

A pesar de que el primer parque eólico se instaló hace más de 15 años, el ejecutivo consideró que México es aún un mercado poco maduro en comparación con otros mercados. Sin embargo, destacó una diferencia fundamental en el modelo de negocio: “En Europa se trabajan con proyectos pequeños de pocos megavatios; a diferencia de México, que estamos hablando de parques de alrededor de 100 MW cada uno”.

Actualmente, México alberga 74 parques eólicos en 15 estados, con un total de más de 3.300 aerogeneradores en funcionamiento. En promedio, cada unidad opera con una capacidad de 3 a 3.5 MW, lo que representa una oportunidad para el segmento de operación y mantenimiento en la actualidad, y anticipa la posibilidad de repotenciarlos con las últimas innovaciones tecnológicas.

En este contexto, Pous reconoce que la tendencia apunta hacia turbinas más potentes: “Entiendo que ya andamos en 6 MW onshore”, confirma, reforzando la idea de que la evolución tecnológica será central para cubrir la demanda futura y adaptar las soluciones a los nuevos desafíos del mercado mexicano.

Horizonte 2030 y aportes tecnológicos

En relación con la planificación a mediano plazo, Nordex respalda el objetivo nacional de instalar entre 6 GW y 9 GW de energía renovable entre 2025 y 2030, de los cuales calculan que al menos 2.4 GW serían eólicos distribuidos en unos siete proyectos. Para ello, Pous consideró que el rol del proveedor tecnológico es clave: “Desde el punto de vista del tecnólogo, tendríamos que aportar todas las bases y los requerimientos técnicos y contractuales que solicitan los desarrolladores”, afirmó.

Uno de los aportes tecnológicos que ya se perfila como tendencia es la plataforma Delta 4000, capaz de ofrecer soluciones a medida para diferentes condiciones de viento. “Puede tener un diámetro de rotor de 162 hasta 175 metros y una potencia de 5 MW hasta 7 MWh por turbina”, detalló Pous. Esta flexibilidad permite adaptar los aerogeneradores a los distintos clústers identificados en el país.

Aquello no sería todo. Frente al impacto de los aranceles al acero asiático, este fabricante también propone innovaciones en materia de infraestructura. En particular, destaca una solución estructural desarrollada por la compañía: “Nordex tiene una solución que es una torre de hormigón que puede ser fabricada incluso con socios estratégicos aquí en México”. Esto no solo reduciría costos, sino que promovería el desarrollo local mediante la fabricación en sitio.

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La provincia de Mendoza atraviesa un momento clave en su transición energética, de modo que desde la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) plantearon un plan para expandir el sistema de transmisión e incorporar más capacidad renovable. 

“Mendoza cuenta con más de 1000 MW de proyectos solares en ejecución y desde EMESA nos enfocamos en líneas de alta tensión. ¿Cómo? Continuando con un plan de, llevar el sistema de 500 kV al de 220 kV, y la etapa que sigue es de 220 kV a 132 kV, nos vamos acercando al usuario final”, reveló Pablo Magistocchi, quien hasta hace pocos días presidía EMESA y hoy es Country Manager de IMPSA.

Por ejemplo, en agosto del año pasado fue inaugurada la línea en alta tensión Cruz de Piedra–Gran Mendoza, promovido y fondeado por el gobierno provincial a través de los procedimientos de CAMMESA de expansión del sistema de transporte.

“Ese proyecto nos permitió aumentar la capacidad de transporte en 600 MVA y transar la energía eléctrica con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). También permitió que los proyectos solares que tenía Mendoza, con módulos de entre 20 y 30 MW, pasaran a ser proyectos de 200-300 MW”, destacó Magistocchi.

“Los proyectos que habíamos desarrollado pensando para el Programa RenovAr, ahora pudimos aumentarlos a módulos de 100 a 400 MW de potencia. EMESA desarrolla los proyectos y atrae inversión privada”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los emprendimientos más avanzados se encuentra el Parque Solar Malargüe I, recientemente inaugurado por Genneia, con una capacidad de 90 MW y una inversión de más de 90 millones de dólares. 

Este es el primer proyecto solar de la compañía en Mendoza y el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina. Con una superficie de 312 hectáreas, el parque cuenta con más de 160.000 paneles bifaciales de última tecnología que optimizan la eficiencia hasta un 10% adicional, al captar radiación directa y reflejada.

Además, Genneia anunció el desarrollo del parque fotovoltaico San Rafael con una potencia de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, y el proyecto Río Diamante (340 MW) que aún se encuentra en etapa de prospección. 

“También logramos traer a YPF Luz, que compró el proyecto El Quemado (305 MW y el primero en aprobarse en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones – RIGI). Ese proyecto está en ejecución en este momento, y por lo tanto es probable que, a lo mejor con suerte a fines de este año o inicios del 2026 ya esté operativo”, complementó el entrevistado. 

“Además, la firma Aconcagua posee un proyecto de 115 MW que le compró a EMESA, que también ya ha empezado la construcción y seguramente entre en operación a fines de 2026”, añadió.

La estrategia de EMESA no se limita a desarrollar parques solares, sino que pone especial énfasis en la expansión del sistema de transporte. Y uno de los proyectos en marcha es Valle de Uco, que busca conectar los sistemas de 220 kV con el de 132 kV, pensado específicamente para abastecer la demanda más que para incorporar nueva generación.

En paralelo, EMESA lidera un ambicioso proyecto minero-energético: una línea de alta tensión que atravesará toda Mendoza por la alta montaña, desde el norte de Neuquén hasta el sur de San Juan. 

“Estamos trabajando con el EPRE de San Juan y con la Secretaría de Energía de Neuquén. Es un proyecto de 1.200 millones de dólares de tabla, pero hemos hecho un foco en uno de los tramos que va de Valle de Uco hasta el sur de San Juan, porque trabajamos con mineras que están desarrollando proyectos, con la idea de tener en el 2028 una línea de 500 kV”, detalló el ejecutivo.

Además, Mendoza ha creado el Distrito Occidental Minero en Malargüe, lo que refuerza la necesidad de infraestructura energética. Por lo que la segunda fase del proyecto contempla llevar una línea de 500 kV por el eje de la nueva ruta en desarrollo, destinada a acompañar el crecimiento minero en la región.

A pesar del dinamismo provincial, la expansión del transporte hacia grandes centros de consumo sigue siendo un desafío nacional. Magistocchi señala que “Mendoza necesita que el Estado Nacional avance”, y recuerda que sigue en cartera la línea Río Diamante – Charlone – Plottier – Plomer en 500 kV, una obra que permitiría abrir capacidad de transporte clave para nuevos proyectos.

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La tecnología de transmisión eléctrica de corriente continua para largas distancias aparece hacia finales de los años sesenta y ha evolucionado hasta lo que hoy son proyectos de vanguardia en todo el mundo. En Chile, tendremos una primera línea con esta tecnología con la puesta en operación del proyecto Kimal-Lo Aguirre. Permitirá transmitir hasta 3 mil MW desde el norte al centro del país, disminuyendo la actual tasa de vertimiento de energía renovable y aportando a la descarbonización del país.

A continuación, exploramos algunos de los proyectos más emblemáticos de esta tecnología a nivel global.  Gracias a su capacidad para reducir pérdidas en la transmisión, mejorar la seguridad del suministro y conectar fuentes renovables a larga distancia, estos proyectos demuestran cómo la innovación en infraestructura eléctrica es clave para un futuro energético más sostenible y eficiente.

1. Changji-Guquan, China: el proyecto de HVDC más potente del mundo

China ha sido pionera en la implementación de tecnologías HVDC a gran escala. Con 3.324 km, la línea Changji-Guquan ostenta el récord de la línea de transmisión más potente del mundo, operando a 1.100 kV y con una capacidad de 12 GW. Esta infraestructura conecta el noroeste del país, rico en recursos renovables, con los grandes centros de consumo en el este, asegurando un suministro eficiente y estable. Gracias a esta interconexión, se ha reducido en más de 30 millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, equivalente a retirar de circulación aproximadamente seis millones de automóviles.

2. Inelfe: uniendo España y Francia

El proyecto Inelfe (interconexión eléctrica Francia-España) es una de las infraestructuras más avanzadas de HVDC en Europa. Con 64,5 km y una capacidad de 2.000 MW, esta línea de 320 kV ha duplicado la capacidad de intercambio eléctrico entre ambos países, facilitando una mayor integración de las energías renovables en la península ibérica y reforzando la estabilidad del sistema eléctrico europeo. Se estima que esta interconexión ha reducido la dependencia de generación térmica en España en un 5%, disminuyendo así las emisiones en aproximadamente 1,2 millones de toneladas de CO₂ anuales.

3. Quebec – Nueva Inglaterra: un clásico de la interconexión norteamericana

Desde los años 80, la interconexión entre Quebec (Canadá) y Nueva Inglaterra (Estados Unidos) ha sido un ejemplo clave de cómo HVDC puede mejorar la eficiencia del suministro eléctrico. Esta línea de 1.480 km y 450 kV transporta hasta 2.000 MW, generados por fuentes hidroeléctricas canadienses a los mercados del noreste de Estados Unidos, ofreciendo una alternativa limpia y confiable a los combustibles fósiles. Se estima que ha evitado la emisión de más de 10 millones de toneladas de CO₂ desde su entrada en operación.

4. Xlinks: uniendo Marruecos con el Reino Unido

Uno de los proyectos más ambiciosos en desarrollo es Xlinks, un enlace de 3.800 km que conectará Marruecos con el Reino Unido mediante cables submarinos HVDC de 1.100 kV. La iniciativa busca aprovechar la energía solar y eólica del desierto marroquí para suministrar 10.5 GW de electricidad a siete millones de hogares británicos. Este proyecto podría evitar la emisión de hasta 3,6 millones de toneladas de CO₂ al año, al reemplazar generación basada en gas natural y carbón en el Reino Unido.

5. Bipolo Xingu-Río de Janeiro, Brasil: líder en Sudamérica

Brasil ha sido un referente en el uso de tecnología HVDC en Sudamérica, destacando el proyecto Bipolo Xingu-Río de Janeiro de 800 kV. Con 2500 km y una capacidad de 4000 MW, esta interconexión transporta energía desde el complejo hidroeléctrico de Belo Monte en la Amazonía hasta el sureste del país. Su implementación ha permitido reducir significativamente la necesidad de generación térmica en la región, evitando emisiones cercanas a siete millones de toneladas de CO₂ anuales.

6. Kimal-Lo Aguirre, Chile: el primer proyecto HVDC del país y segundo de la región

El primero de su tipo en el país y el segundo en el Cono Sur, después del de Brasil. Esta línea HVDC de 1.346 km, 600 kV y una potencia de 3.000 MW conectará la región de Antofagasta con la zona central del país, permitiendo una mayor integración de la energía solar y eólica del norte en la matriz nacional. Se estima que la puesta en marcha de este proyecto reducirá en más de cuatro millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, contribuyendo a los compromisos de descarbonización del país y mejorando la seguridad del suministro eléctrico.

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El Salvador transita una senda incierta en materia energética. Los capitales se mantienen fuera y los proyectos se congelan por falta de claridad en las reglas del juego.

«La incertidumbre en el cambio de normativa y nuevas regulaciones, que involucran la comercialización de energía en generación distribuida han detenido inversiones», advierte Iraida Umanzor de Salmerón, directora ejecutiva de la Asociación Salvadoreña de Energías Renovables (ASER).

Por su parte, las distribuidoras, en un cálculo defensivo, han decidido no avanzar con aprobación de proyectos hasta obtener mayor certeza del rumbo que tomará la política y regulación a cargo de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) y la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).

De allí, la directora ejecutiva de la ASER ha manifestado a Energía Estratégica sus inquietudes respecto al porvenir del sector hacia 2030. Según Umanzor, «el crecimiento en renovables básicamente se está dando en las instalaciones de sistemas de autoconsumo y se vislumbran pocos proyectos grandes que puedan incorporarse en los siguientes años».

De echo, en cuanto a proyectos específicos para el mercado mayorista, Umanzor menciona haber escuchado de «un proyecto de 40 MW que están construyendo», aunque admite no tener detalles exactos al respecto. Esto refleja la escasez de información y la falta de nuevos desarrollos significativos en el sector.​

Ante este escenario, el gremio empresario espera que las autoridades aclaren a la brevedad cuáles serán los cambios en la normativa, por ejemplo de Usuarios Finales Productores de Energía Eléctrica con Recurso Renovable (UPR), entre otras condiciones para la venta de energía.

«Se espera que la DGEHM defina de una vez los cambios en relación a estos nuevos contratos o cambios en la normativas como la UPR o la venta de energía entre privados para esclarecer la viabilidad de los proyectos», enfatiza la directora de ASER.

Sobre nuevas oportunidades de negocio, la ejecutiva indica que «no se ha lanzado ninguna licitación y la venta a grandes clientes siempre es bastante engorrosa por las limitantes que las distribuidoras colocan para poder servir a clientes que se encuentran dentro de sus redes de distribución». Estas barreras dificultan la expansión del mercado y la implementación de nuevos proyectos renovables.​

Además, la iniciativa gubernamental de invertir en energía nuclear ha sembrado incertidumbre entre los inversionistas. En concreto, la aprobación de la Ley de Energía Nuclear en octubre de 2024 permite la entrega de licencias a entes privados y allana el camino para la generación eléctrica con esta tecnología.

El gobierno también ha impulsado la creación del Organismo para la Implementación del Programa de Energía Nuclear en El Salvador (OIPEN), que dependerá de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y evaluará la factibilidad de plantas nucleares en el país.

Esto repercute en el rubro de las renovables. En palabras de Umanzor: «el anunció de iniciativa de invertir en energía nuclear crea una zozobra a inversionistas». Esta preocupación radica en la posibilidad de que la energía nuclear, «puede desplazar, vía precio, la generación de otras fuentes como la renovable» en el mercado energético salvadoreño.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó con prioridad de despacho a 1684,8 MW de capacidad, repartida en 18 proyectos que se presentaron al llamado del cuarto trimestre 2024 del Mercado a Término (MATER) de Argentina.

Esto significa que CAMMESA asignó a más de un tercio de la totalidad de proyectos registrados (46) y el 75% de la potencia mínima solicitada a mediados de febrero del corriente año (2223,30 MW – aunque si se contemplan los 3681,53 MW máximos pedidos, el porcentaje baja a 45%). 

De los 1684 MW adjudicados con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 502 MW ingresarán vía MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y los restantes 1182,4 MW lo harán por el mecanismo Referencial A, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación. 

Una de las particularidades de esta convocatoria es que, a diferencia de la tendencia de los últimos llamados, se adjudicó más capacidad eólica que solar, a pesar que esta última tecnología predominaba en la cantidad de solicitudes. 

Puntualmente, CAMMESA asignó con prioridad de despacho a 9 de los 14 parques eólicos presentados, que en total suman 752,8 MW bajo el mecanismo Referencial A, repartidos de la siguiente manera:

• Central Puerto con 131 MW entre los PE Los Alamitos (111 MW) y Achiras III (20 MW) en los corredores Patagonia – provincia de Buenos Aires y Centro – Cuyo – Noroeste Argentino, respectivamente.
• Fortescue con 212 MW en los proyectos Cerro Policía I (62 MW) y III (150 MW) en la región de Comahue.
• Parques Eólicos del Plata con 79,8 MW para su central homónima en Patagonia – PBA.
• WindSol sumará 30 MW para el PE Vientos del Atlántico (ya cuenta con 70 MW de 3er trim. 2023) en la costa atlántica. 
• ABO Energy tendrá 300 MW entre los parques Energía Pura (108 MW), Patagónicos (100 MW) y del Nuevo Sur (92 MW). 

En el caso de ABO Energy, contará con prioridad de despacho debido a que sus proyectos están asociados a nuevas obras de transporte eléctrico en Choele Choel (reemplazo de transformadores 132/500kV por un banco monofásico 3x150MVA y fase de reserva – 450 MVA), que la compañía logró en el 2do trimestre del 2024.

Mientras que por el lado solar, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA designó 252 MW entre 7 parques fotovoltaicos que se ubicarán en distintos puntos del país:

• Enerland: 12 MW para el PS Junin II, en el corredor Buenos Aires – La Plata.
• Eoliasur: 120 MW para el proyecto Rafaela, reingresado tras haber ganado en el 3er trim. 2023 y luego darse de baja, que se conectará en el Litoral.
• Permela SA: 20 MW para el PS La Peña Solar en el Noreste Argentino (NEA)
• PowerChina: 20,8 MW con la central Villa María del Río Seco y correspondiente ampliación en la provincia de Córdoba
• Genneia: 79,2 MW en el PS Agua del Toro – San Rafael etapa III en Mendoza
• CAPEX: 30 MW con la planta fotovoltaica Agua del Cajón en Neuquén

A ello se debe añadir que hubo adjudicaciones a dos obras para expandir el sistema de transmisión eléctrica nacional, mediante el marco A2 de la Resolución 360/23 de la Secretaría de Energía de la Nación (MATER 360), por lo que tendrán capacidad reservada para futuros parques de generación. 

PCR volvió a sumar un proyecto de esta índole, mediante la  inserción de Capacitores Serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobo – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV, y tendrá 350 MW a disposición una vez concrete la obra. 

En tanto que Solar Energy SA hará lo propio con 300 MW gracias a la compensación Shunt Malvinas 132 kV (aumento exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie en la estación transformadora Recreo.

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La Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) analizó el diseño actual y posible continuidad de las licitaciones de suministro para clientes regulados en Chile, considerando que la última (Licitación 2023/01) acarreó cambios vinculados a la incorporación del concepto de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

Rafael Loyola, director ejecutivo de APEMEC, consideró que durante 2015 y 2022 fueron “gran fenómeno de precios competitivos”, pero también que existen aspectos a mejorar, a fin de reconocer el valor de la energía renovable capaz de generar de forma continua.

“Lo primero tiene que ver con la cobertura espacial de los bloques licitados, donde tener que abarcar suministros demasiado lejos de los puntos de producción está llevando a la quiebra a varias empresas. Observando los principales adjudicatarios, se ha terminado incentivando la sobrecontratación masiva por parte de los grandes actores convencionales a plazos muy largos y, en algunos casos, sin siquiera mediar compromisos de nueva generación al sistema”, manifestó.

Por lo que desde el gremio apuntaron a la importancia de implementar bloques que permitan fomentar el desarrollo de energía renovable de base 24×7, como la hidroeléctrica. 

“Dicha tecnología será cada vez más necesaria para complementar la energía variable eólica y solar, siendo una alternativa más económica, con mayor robustez y de mayor vida útil si se compara con el conjunto infraestructura de generación variable + transmisión + almacenamiento”, sostuvo Loyola. 

Cabe recordar que en la última Licitación de Suministro 2023/01, en la que Enel se adjudicó los 3.600 GWh/año subastados, con un precio promedio de USD 56,679/MWh, incorporando un portafolio de ocho centrales de pasada (635 MW), cinco embalses (2085 MW), parques eólicos y plantas a gas natural.

Y si bien las bases preliminares de dicha convocatoria incluyeron incentivos económicos al almacenamiento y generación con renovables no variables, en un primer momento las plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedaron exceptuadas de dicha definición hasta el correspondiente reclamo del sector. 

Por otro lado, uno de los puntos críticos abordados por Loyola en conversación con Energía Estratégica es el impacto económico de los vertimientos renovables diurnos, que en algunos casos alcanzan el 50% del total disponible, con costos marginales cercanos a cero en gran parte del bloque solar.

A ello sumó un fenómeno particular del sistema chileno: “Casi un tercio de la energía diurna es proveniente de los PMGD solares, equivalentes aproximadamente a 3000 MW, que están exentos del vertimiento del sistema y cuya energía el país la paga a un altísimo precio (entre 60 a 70 USD/MWh)”.

Según sus cálculos, esto implica un sobrecosto anual de USD 400 millones, que afecta directamente a todos los usuarios, tanto residenciales como industriales. Y junto con el reciente blackout del 25 de febrero, el director ejecutivo de APEMEC subrayó que “quedó de manifiesto que el sistema presenta una mayor fragilidad ante perturbaciones” y que “aún resta analizar el rol que jugaron los PMGD en la propagación de la falla”. 

“Sin embargo, un hecho notable de destacar es que las fuentes hidroeléctricas de embalse y de pasada fueron los principales recursos utilizados para la recuperación de la falla, demostrando su gran importancia para fortalecer el sistema, en particular por inercia y su capacidad de partidas en negro, atributos hoy prácticamente inexistentes en el resto de la generación renovable del país”, declaró.  

“El país no puede renunciar a su capacidad hidroeléctrica, en especial dadas las características geográficas únicas que tenemos. Esto debe hacernos reflexionar sobre la necesidad de incrementar los niveles de energía renovable que sea capaz de producir energía 24×7, remunerando los atributos que entrega este tipo de generación”, insistió. 

Pero para materializar nuevos proyectos de índole, se requeriría racionalizar la permisología ambiental y sectorial de la Dirección General de Aguas, advirtiendo que actualmente afecta “gravemente”, incluso a centrales de menor impacto. 

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WEG, proveedor global con más de 1.500 líneas de productos eléctricos y electrónicos, se posiciona como un socio estratégico para los interesados en participar de la licitación lanzada por la Secretaría de Energía de Argentina para adjudicar 500 MW de sistemas de baterías destinados a aliviar la demanda eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

«Es un gran inicio para BESS en Argentina», manifestó Ricardo Estefano Rosa, gerente global de ventas de sistemas de almacenamiento de energía de WEG.

El testimonio fue brindado durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde el ejecutivo destacó el carácter estratégico de la convocatoria para el país. «Argentina da un paso muy importante al publicar esta licitación con un grado de madurez que se ve en pocos países», sostuvo.

La licitación pública, bajo el nombre AlmaGBA, prevé la instalación de BESS en las redes de Edenor y Edesur. Con una capacidad de almacenamiento de cuatro horas de descarga continua, el proceso licitatorio permitirá proyectos de entre 10 MW y 150 MW, con fecha objetivo de habilitación para enero de 2027 y tope de operación en diciembre de 2028. La presentación de ofertas estará abierta hasta el 19 de mayo, con adjudicación prevista para el 27 de junio.

«Lo que va a determinar el éxito de la operación no es solamente el costo del capital, sino la inteligencia del sistema y la garantía de performance», explicó Rosa, al subrayar la importancia de elegir tecnología capaz de optimizar el rendimiento financiero del proyecto.

Desde hace una década, WEG diseña y fabrica en Brasil sistemas de almacenamiento que integran celdas de litio-ferrofosfato, conversores de potencia, software de gestión y transformadores. «Hay poca gente que conoce BESS como algo multidisciplinar», indicó el ejecutivo, destacando que WEG produce internamente todos los componentes, lo que permite asegurar una integración robusta y prever el rendimiento a lo largo de la vida útil del proyecto.

«Las baterías tienen una curva de degradación, no van a performar igual durante todo el proyecto», advirtió, señalando que el exceso de optimismo en las proyecciones ha sido una de las causas principales de fracasos internacionales en proyectos de este tipo. En ese marco, resaltó: «Necesitas que tengas la garantía de performance del fabricante y eso WEG lo ofrece junto con sus productos».

La empresa brasileña cuenta con presencia en Argentina desde hace más de 30 años, con un equipo local consolidado que ya ha desarrollado proyectos de generación, transmisión, distribución e industria. «Estamos a disposición de todos los proponentes porque tenemos una experiencia muy grande, especialmente con la parte de control y fabricación, todo acá en el Mercosur», aseguró Rosa.

El ejecutivo resalta que WEG exporta desde Sudamérica a todo el mundo, y que su centro de ingeniería global se encuentra a pocas horas en avión desde Buenos Aires. Además, destacó la capacidad instalada en Brasil: «Estamos ampliando nuestra fábrica para producir 2 GWh al año de BESS, lo que permitiría atender en un único año toda la necesidad de una licitación como esta en Argentina».

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