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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Adaptabilidad y seguridad: pilares clave para el almacenamiento

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

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

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

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

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

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

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

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

Tecnología, producción y visión estratégica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Almacenamiento como solución al cambio climático

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyectos aprobados

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

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

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

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

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

Proyectos en calificación

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

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

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

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

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

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

Consultas y acreditaciones disponibles en: commercial@strategicenergycorp.com

El epicentro renovable de Europa y Latinoamérica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La visión a largo plazo: inercia institucional

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Nuevo ciclo de expansión con lo último en tecnología

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Rol estratégico en la política energética provincial

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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La próxima semana se llevará a cabo uno de los eventos más esperados del sector energético regional: el webinar gratuito «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp.

El encuentro virtual tendrá lugar el martes 23 de abril y reunirá a referentes de empresas líderes, especialistas y actores clave del ecosistema energético, con el objetivo de analizar el presente y futuro del almacenamiento con baterías en América Latina.

Durante la jornada, se abordarán temas centrales como los modelos de negocio más rentables, las tecnologías emergentes, los marcos regulatorios y las oportunidades para desarrollar proyectos en diferentes mercados de la región.

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El evento comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La inscripción continúa abierta y la participación es completamente gratuita.

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

Este panel analizará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes están capitalizando el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. También se debatirá sobre los mercados más prometedores, el rol de la innovación tecnológica y el impacto de estas soluciones en la estabilidad del sistema eléctrico.

Entre las empresas confirmadas para este bloque 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 enfocará en los beneficios que el almacenamiento energético puede aportar tanto al sistema como al mercado, abordando estrategias de monetización, mecanismos de financiamiento y políticas públicas. El caso de Chile será uno de los ejes centrales del debate.

Participarán empresas como Amara NZero, APsystems y Growatt.

“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como una cita ineludible para quienes buscan entender la evolución del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias reales y anticipar las tendencias que marcarán el futuro del sector.

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Panamá avanza con un calendario ordenado de licitaciones de largo y corto plazo que abre nuevas oportunidades para tecnologías renovables, con foco inmediato en centrales hidroeléctricas y eólicas, y el compromiso de ampliar la competencia a proyectos solares. Según confirmaron desde la Secretaría Nacional de Energía, durante la reunión aclaratoria del proceso eólico y solar —prevista posiblemente para fines de mayo— se lanzará oficialmente el pliego correspondiente a esta convocatoria.

“Nosotros vamos a estar anunciando nuestro calendario de licitaciones en la próxima licitación 0125, en la reunión aclaratoria vamos a estar definiendo cuál va a ser ese listado de licitaciones que pronto van a venir”, señaló Liliana Morales Córdoba, directora de Promoción y Relacionamiento de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá.

En el marco del encuentro Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Morales Córdoba detalló que Panamá tenía en agenda el lanzamiento de sus dos primeros procesos de licitación: uno de corto plazo, efectuado en octubre de 2024, y otro de largo plazo, programado para marzo de 2025. Ambos están a cargo de ETESA, la empresa de transmisión estatal, aunque la planificación -indicó- es coordinada entre múltiples actores como la Secretaría de Energía, el Centro Nacional de Despacho, la ASEP y la propia ETESA.

“Ese trabajo armonioso de planificación técnica ha hecho de que las licitaciones de corto plazo, todo lo que son los anuncios y los términos, vayan a ser en 60 días, y las de largo plazo vayan a ser en 120 días, permitiendo que las personas o los oferentes puedan prepararse”, destacó la funcionaria.

La próxima licitación prevé contratos de suministro de hasta 15 años, lo cual, según la estrategia de la Secretaría, busca consolidar la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas. Sin embargo, la ausencia de tecnología solar en esta convocatoria ha generado interrogantes en el sector, ante lo cual Morales Córdoba aclaró que una nueva licitación específica para esta fuente se encuentra en etapa de planificación.

“Queremos que las hidro y las eólicas puedan entrar en un suministro en 2029 pero (…) por supuesto en esa planificación hemos visto que vamos a hacer prontamente una licitación exclusivamente para solares para que ellos puedan competir”, aseguró. Y explicó que la energía solar ha tenido un desarrollo autónomo en el país gracias a su bajo costo de instalación, sin depender directamente de licitaciones con las distribuidoras, pero un nuevo proceso apuntaría a lograr una mayor competitividad.

“Lo que estamos buscando es garantizar el precio en beneficio al usuario final”, sostuvo.

Tal es así que para la licitación donde se priorizará la participación de nuevas centrales hidroeléctricas y eólicas, la Secretaría de Energía propuso un precio máximo de $97.50 por MWh para evitar sobrecostos y garantizar estabilidad en las tarifas.

En paralelo al avance en licitaciones, el país impulsa una reforma integral del marco legal y regulatorio del subsector eléctrico, particularmente de la Ley 6 de Electricidad, que data de 1997. “Así como se van moviendo las tecnologías, el marco regulatorio tiene que ojalá ir a la misma velocidad”, expresó la directora.

El Gobierno panameño también prioriza la agenda de acceso universal, con foco en una población rural que aún se encuentra entre un 5% y 10% sin servicio eléctrico, lo cual representa una deuda estructural que Morales Córdoba calificó como crítica. “El acceso universal es un derecho humano. Detrás de este sector técnico está el usuario que requiere el servicio”, enfatiza.

A ocho meses de iniciada esta administración, la Secretaría Nacional de Energía reafirma su apertura al diálogo técnico y comercial con inversores. “Queremos evitar la desinformación en estos temas de planificación”, subrayó Morales Córdoba, al referirse a los canales abiertos de comunicación con actores del sector para responder consultas.

“Panamá se encuentra en un momento de cambio a nivel energético. Retomamos las estrategias y políticas, con experiencia acumulada y condiciones que facilitan la inversión”, concluyó Morales Córdoba.

Panamá llama a licitación de energía renovable para garantizar mejores tarifas en mediano plazo

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El Senado de Chile dio cuenta del informe de su Comisión de Minería y Energía e hizo presente la urgencia de discusión inmediata del proyecto de ley que amplía la cobertura del subsidio eléctrico para los hogares más vulnerables del país. 

La iniciativa que despachada de la Diputados hacia la Cámara Alta del Congreso Nacional no contempla el Cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa) por el cual se proponía que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas. 

Cargo que fue muy criticado por parte del sector renovable de Chile debido al perjuicio hacia los PMGD por la reducción de sus ingresos y que incluso fue marcado como un “grave” problema regulatorio y constitucional, de modo que representaba una reforma tributaria encubierta que no aportaba al desarrollo de las renovables.

De acuerdo a recientes estimaciones, de continuar el cargo FET, el ingreso de los Pequeños Medios de Generación Distribuida se vería afectado en alrededor del 27%, más allá de la incertidumbre y el freno ya puesto a las inversiones a partir de la propuesta del Ministerio de Energía. 

Y si bien en esta instancia no se considera el Cargo FET para los PMGD, el proyecto de ley que continúa en el Senado todavía mantiene los puntos vinculados al componente fiscal (IVA), una sobretasa al impuesto a las emisiones de CO2 (equivalente a USD 5 por tonelada emitida) y la creación de la bolsa PyME. 

Este último punto plantea que las pequeñas y medianas empresas accedan a un descuento en las cuentas de electricidad, mediante aportes de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Aunque el volumen de energía anual consumido no podrá ser superior a 500.000.000 kWh. 

Además, de acuerdo al artículo transitorio, el Precio Preferente Pyme aplicará hasta un consumo mensual individual de 7.500 kWh; en tanto que los retiros de energía efectuados por los PMGD se encontrarán exentos del pago de servicios complementarios, pagos laterales u otros costos sistémicos asignados a los suministradores a prorrata de los retiros del sistema.

Según pudo averiguar Energía Estratégica, la Cámara Alta del Congreso realizará la votación en general durante la próxima semana y, en caso de aprobarse, se abrirá un período de indicaciones y volverá a la Comisión de Minería y Energía. 

“A partir de allí, tanto senadores como el Poder Ejecutivo pueden presentarlas, donde el gobierno  podría reponer, por ejemplo, el Cargo FET para los PMGD”, indicaron fuentes del sector. 

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

“En ese período de indicaciones se verá si se reponen cosas o cambios a los pilares. Por tanto, todavía queda mucho por saber”, agregaron en diálogo con este portal de noticias.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana avanza en la publicación de una nueva versión de su Plan Energético Nacional, un documento estratégico que marcará el rumbo del sector durante 2025 y 2038. La iniciativa responde al mandato legal de la Ley 125-01, que exige una planificación integral del sistema eléctrico nacional.

Según explicó el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, el documento “plantea un reto mayor, que es cómo podemos seguir integrando más renovables a través del sistema de almacenamiento, tener mayor disponibilidad de energía solar en horas de la noche y tener también una agresividad en el plan de integración de energía térmica, básicamente a partir de energía de base a gas natural”.

Durante una entrevista realizada en el marco del evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe), Veras detalló que el nuevo plan incluye dos escenarios de crecimiento. Uno de carácter tendencial, proyectado sobre una economía con evolución estable, y otro de crecimiento acelerado, que al duplicase el PIB buscaría duplicar la oferta energética en un plazo de 12 a 13 años.

Como parte del proceso de elaboración, la CNE está cumpliendo con el requisito establecido en la Ley 107-13, que obliga a realizar una consulta pública antes de pasar a la fase de ejecución. “El plan fue publicado en diciembre del 2024. Entre enero y febrero hicimos una primera fase de socialización. Algunas asociaciones como ADIE, ASOFER y las academias nos pidieron un espacio de acción y entendimiento”, explica Veras.

Actualmente, el organismo está recopilando observaciones para consolidar una propuesta final que será elevada al directorio de la Comisión. “Hoy día nos aprestamos a hacer un cúmulo o un filtro de esas observaciones, mirando la duplicidad, etcétera, y presentar ante el directorio de la CNE en el mes de abril una propuesta final con todas las observaciones recogidas”, aclaró la autoridad, anticipando que la presentación oficial al público está prevista para mayo de 2025.

Aquel no sería la única tarea que impulsó la CNE en el último año. La planificación energética también avanza sobre el terreno del almacenamiento energético. En tal sentido, uno de los ejes centrales ha sido la actualización de los requisitos para sistemas de almacenamiento con baterías, en línea con la necesidad de garantizar estabilidad en la red ante el avance de la energía solar.

De acuerdo con Veras, el concepto de batería a gran escala “es un desarrollo de hace pocos años y comercialmente son posibles de cinco años para acá”. Esto explica las resistencias iniciales que provocó la resolución de 2022, posteriormente aprobada en 2023 y reformulada en el 2024.

“El concepto batería generaba ruido financiero en los proponentes de los proyectos”, reconoció el directivo, aunque confirmó durante FES Caribe que “unos 18 proyectos ya concesionados cuentan con sistema de almacenamiento”.

El proceso de modificación impulsado en coordinación con la Superintendencia de Electricidad fue claro: “No es posible más generación de energía solar en hora de sol; ya tenemos la cantidad suficiente para que el sistema entre tal vez en un esquema de inestabilidad si se restringe más la energía base”.

En consecuencia, la nueva normativa aumentó los requisitos de un 30% a un 50% de capacidad de almacenamiento y redujo la exención de potencia de 50MW a 20 MW. Esta segunda fase de regulación ya está mostrando resultados concretos. Veras señaló que “ya hay unas 20 propuestas adicionales que corren para concesión definitiva”, estos representarían alrededor de 1,860 MW en capacidad de generación y en el orden de 542 M160 MWh de almacenamiento.

La Planificación de la Expansión de la Generación 2025–2038, contenida en los borradores técnicos del plan, ya sugiere que la incorporación óptima de renovables requerirá entre 160 y 210 MW adicionales al año. Sin un adecuado respaldo de almacenamiento, ese volumen podría poner en riesgo la estabilidad de la red. Por eso, desde la CNE se insiste en que el almacenamiento “es la única herramienta que en el corto plazo nos va a permitir integrar más energía renovable en República Dominicana”.

Recomiendan incorporar entre 160 y 210 MW más de capacidad renovable al año en República Dominicana

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Sungrow propone una revisión meticulosa del diseño de los proyectos de almacenamiento energético BESS, orientada a minimizar impactos financieros y maximizar la eficiencia operativa. Así lo explicó Francisco Alcalde, Key Account Manager Mexico de la empresa, durante su participación en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean (FES Caribe).

En el marco del avance de las tecnologías energéticas, Alcalde destacó la responsabilidad que tienen los fabricantes de adaptar las soluciones a las necesidades de cada región pero también de contribuir con la elaboración de las reglas que regirán en los mercados para tecnologías emergentes.

“Es nuestra responsabilidad también acercarnos a esas autoridades para que conozcan ellos qué se está promoviendo, cuál es la tendencia, cuál es el track récord que se tiene”, manifestó. En este sentido, planteó que los países que aún no están avanzados en implementación pueden aprender de las experiencias pioneras.

Ahora bien, el ejecutivo subrayó que cada mercado tiene su propia complejidad. Por ello, aclaró que antes de diseñar un BESS, resulta imprescindible comprender el entorno en el cual se enmarcará cada proyecto: “Hay que entender perfectamente cuál es la necesidad básica que tiene un país, una región, un nodo, una estación, las redes de transmisión”. A partir de allí, fabricantes como Sungrow despliegan su oferta en atención a las demandas del mercado.

Entre las principales consultas que reciben en Sungrow para proyectos con almacenamiento, el precio por kWh es el punto de partida habitual. Pero Alcalde aclaró que el análisis no puede reducirse a un número. “Cada variable que tú le vayas a mover: distancias, temperaturas, factores… todo lo que tiene que englobar un sistema de almacenamiento tiene un impacto”, sostuvo, y advirtió que este impacto se da a nivel técnico y financiero.

Una segunda pregunta recurrente que mencionó el referente empresario en FES Caribe es la velocidad de respuesta del sistema. El ejecutivo remarcó la importancia de conocer el comportamiento de las celdas y los tipos de comprobaciones requeridas dentro de la red. También se consulta frecuentemente si es posible implementar funciones como peak shaving, regulación de frecuencia o la integración con sistemas SCADA fotovoltaicos.

“¿Cómo hago esa comunicación con el EMS?”, es otra de las preguntas frecuentes que reciben. En este punto, Alcalde alertó sobre los riesgos de diseñar un equipo y luego cambiar su propósito. “Empiezas a tener curvas diferentes y tenemos que empezar a permear esa información a todos los niveles para que sepan bien cómo es cada uno de estos proyectos”, indicó.

En cuanto a la viabilidad comercial de los sistemas, recalcó que todo termina impactando en el costo: “Cada uno de los factores que movamos, te va a pegar al precio final y, a final de cuentas, el cliente final es el que sufre de eso”.

Consultado sobre cuándo se materializará el auge del almacenamiento en la región, Francisco Alcalde aseguró que el boom ya está en marcha. Aunque aún no se vea reflejado masivamente en implementaciones, ya hay pedidos específicos y negociaciones avanzadas: “Tal vez lo que no vemos es que ya estén arrancando, pero ya se están negociando, ya se están viendo adaptabilidades a ciertos códigos de red”.

En cuanto al enfoque tecnológico, Sungrow avanza hacia soluciones eficientes. “Nosotros en Sungrow tenemos una batería de 5 MW/5 MWh, que es el Power Titan 2.0 que alberga los PCS dentro del container”, detalló.

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JA Solar avanza con paso firme en Argentina. En casi dos años desde su arribo al país, la compañía pasó de suministrar 8 MW a manejar proyectos por 400 MW de capacidad, a partir de operaciones verticalmente integradas y múltiples oportunidades para el mercado fotovoltaico.

“Estamos ganando mucho market share en Argentina, estamos creciendo bastante”, sostuvo Marcos Donzino, Sales Manager de JA Solar durante una entrevista exclusiva en el marco del Future Energy Summit (FES) Argentina, donde también anticipó los ejes que dinamizarán la expansión.

“El mercado seguirá en auge. Muchos proyectos que quedaron rezagados están liberando capacidad de las redes de transmisión, aparecieron parques que sí se concretarán, y mejora la condición macroeconómica y de importación de insumos”, añadió. 

Desde JA Solar reconocen que el financiamiento es un aspecto decisivo para viabilizar los proyectos. por lo que si mejoran las tasas, los proyectos pasarán a tener mayor viabilidad: “Argentina está muy bien parada para ello, a diferencia de otros países de LATAM donde se rezaga el boom que tuvieron”. 

Uno de los pilares de la estrategia en el país es la apuesta decidida por la tecnología TOPCon bifacial N-Type, con módulos disponibles en potencias de 585 W, 610 W y 640 W, con los que la firma china proyecta mantener este foco tecnológico durante los próximos tres o cuatro años.

“JA Solar saca al mercado productos que tengan un buen track récord. Y la gran mayoría de los parques en el país, cerca de 70%, tienen o tendrán tecnología TOPCon en sus paneles solares”, señaló Donzino.

“Con ello se trata de reducir el riesgo, por lo que primero probamos mucho la tecnología y luego lo sacamos al mercado. Por lo tanto, durante los próximos años aumentaremos la eficiencia de la tecnología TOPCon bifacial, sacando módulos cada vez con mejor calidad, mejor resistencia y más probados”, subrayó.

La visión integral de JA Solar también se expresa en la estructura regional: el equipo en Latinoamérica está conformado por entre 40 y 50 personas, abarcando áreas técnicas, logísticas, comerciales y de marketing. “Logramos que el equipo que atienda al cliente lo tenga muy cerca, sepa cómo tratarlo y entienda las posibilidades y complicaciones que pueda tener”, sostiene Donzino.

Este conocimiento de mercado les permite intervenir activamente en el diseño de proyectos, incluyendo layout, simulaciones, análisis comerciales y negociaciones contractuales. “Incluso hacemos recomendaciones sobre qué incluir en un contrato para que el cliente esté seguro y reduzca el riesgo”, enfatiza.

En lo que respecta al acompañamiento comercial, JA Solar despliega un enfoque diferenciado que también incluye apoyo en distribución, difusión y operaciones de marketing. “Asistimos a los clientes en todo lo que los distribuidores necesitan para poder vender”, resume Donzino.

Alianzas y proyección

Para profundizar su posicionamiento, JA Solar anunció este año una alianza estratégica con EcoSol, con el objetivo de fortalecer su presencia en el mercado local, ampliar la disponibilidad de productos fotovoltaicos en el mercado argentino, garantizar stock local constante y entregas rápidas. 

La iniciativa también incluye capacitaciones específicas para instaladores, soporte técnico continuo y suministro eficiente de módulos avanzados, apostando por la formación técnica de los clientes y distribuidores.

Esta propuesta busca adaptarse a las necesidades del mercado argentino, que, según Donzino, tiene un potencial de crecimiento sostenido en todos los segmentos: residencial, comercial, industrial y utility scale. Por lo que con una visión optimista, la compañía se prepara para una etapa de expansión sostenida en Argentina.

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Guatemala se prepara para dar un paso decisivo en su camino hacia la transición energética. La próxima licitación de largo plazo, PEG-5, se perfila como el hito más importante del país en materia de descarbonización, con una convocatoria que, según el Gobierno, buscará contratar en el orden de los 1500 MW.

“Esta es la licitación clave para la transición energética”, expresó Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, al destacar la magnitud y el enfoque renovable de la nueva subasta.

El proceso, que se lanzará oficialmente tras Semana Santa, prevé adjudicar alrededor de 700 MW de energía de base de bajas emisiones y dejar el resto abierto a propuestas de cualquier tipo de energía renovable. Además, el gobierno busca fomentar activamente la participación de proyectos geotérmicos, fuente que, según Ventura, “requiere un trato especial”.

“Guatemala estaría dando un salto hacia la descarbonización”, remarcó el ministro, quien explicó que esta transformación no será inmediata. “No será una salida de un día para otro [de centrales a carbón], será un retiro paulatino que solamente se podrá hacer si se tiene una tecnología que pueda efectivamente suplir y suministrar la firmeza que representa esa generación termoeléctrica”, sostuvo.

La PEG-5 no solo apunta a mejorar la matriz energética, sino también a resolver desafíos estructurales. La licitación incluirá un bloque renovable con almacenamiento, en respuesta a los cambios que ha experimentado la curva de carga del país.

“Ya en los últimos años cada vez es más importante el pico de la mañana, la punta de la mañana, que casi está acercándose a la hora punta que ocurría antes a las 7 u 8 de la noche”, indicó Ventura. Este cambio en la demanda obliga a ampliar la cobertura del pico diario, que ahora abarca entre 4 y 6 horas, lo que va a representar un gran desafío y oportunidad “para la participación del almacenamiento en esta licitación”.

En el marco del Future Energy Summit Central America & The Caribbean, el minsitro Ventura brindó detalles sobre el contexto técnico y político favorable que envuelve la licitación. La nueva convocatoria incluirá también una licitación de transmisión eléctrica, con tres grupos de líneas estratégicas para el desarrollo del país: aquellas que sustentarán el crecimiento de la demanda industrial; las que permitirán la conexión de renovables; y las orientadas a tener un impacto social favorable.

“Pensamos en la importancia que esa transmisión eléctrica haga ese enlace fuerte con la generación, con la demanda y con el desarrollo económico e industrial”, planteó el funcionario.

El ministro explicó que el proceso de la PEG-5 se sustenta además en el historial positivo de subastas anteriores. En particular, destacó que la PEG-4 fue “una licitación prácticamente renovable en la cual se alcanzaron los mejores precios para ese momento” (ver detalle). La expectativa es replicar ese éxito con una propuesta aún más ambiciosa.

Este compromiso se enmarca dentro de una política energética que prioriza una transición energética justa, que no solo considera la transformación de la matriz sino también la universalización del servicio eléctrico, especialmente en las zonas más aisladas del país.

“Tenemos una deuda con alrededor de 2 millones de guatemaltecos que no cuentan con energía eléctrica y es ahí donde estamos haciendo también un gran trabajo”, reconoció Ventura. Para estas regiones, el gobierno apuesta por “soluciones aisladas con energías renovables, con pequeñas redes, microrredes, con pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”, especialmente en áreas protegidas y de difícil acceso.

Además, enfatizó que “la transición energética justa fue reafirmada por nuestro gobierno y también conlleva el gran esfuerzo de considerar integral a todo el sistema energético, desde la oferta hasta la demanda”.

Ventura también abordó uno de los principales desafíos: el rezago en materia de infraestructura de transmisión y el cumplimiento con el Convenio 169 de la OIT. En ese sentido, señaló que “ahí es donde necesitamos mucho la complementación social, la socialización y el tema también de ponernos al día con el punto de la consulta social”, particularmente en los proyectos con presencia de pueblos originarios.

Con este enfoque integral, el Gobierno pretende que la actual administración sea recordada como “el gobierno que encaminó al sector hacia la transición energética justa, hacia la universalización del servicio de energía eléctrica y sobre todo a la accesibilidad y a la seguridad energética”.

Ventura rememoró que “el año pasado nos tocó a nosotros justo al inicio […] declarar una emergencia ante la inminente crisis que representaban los fenómenos climáticos”, en un contexto de “sequía quizá de las más grandes” y “las temperaturas más altas”. Esta situación disparó la demanda eléctrica y agotó incluso “los inventarios de aires acondicionados”, sin que se produjeran racionamientos.

“Fue Guatemala uno de los países que pasó sin racionamiento esa crisis”, resaltó el ministro, quien atribuyó el resultado a la coordinación institucional y la buena respuesta del sistema ante el crecimiento de la demanda doméstica .

Finalmente, ante un auditorio de más de 500 profesionales del sector energético de la región en el marco de Future Energy Summit Central America & The Caribbean, Ventura envió una señal clara a los inversionistas: “Guatemala representa una estabilidad en todos los sentidos: estabilidad política, estabilidad económica”, señaló, destacando además que el país cuenta con una moneda fuerte y un tipo de cambio estable durante los últimos 25 años.

“Guatemala es la segunda frontera más grande terrestre del área de México, Estados Unidos y Canadá […] tiene acceso tanto al océano Atlántico como al océano Pacífico y es la puerta, diría yo, de la integración energética mesoamericana y ojalá latinoamericana, pronto”, concluyó Ventura, al presentar a su país como una plataforma ideal para el desarrollo energético sostenible, durante un panel de debate junto a otras autoridades del sector energético regional.

PEG-5: Guatemala anticipa el lanzamiento de la licitación más grande y sostenible de su historia

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El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, reveló que la ordenanza para la primera subasta de almacenamiento en baterías del país se publicará a finales de mayo y se espera que la licitación se lleve a cabo hacia finales del corriente año. 

La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 que estuvo en consulta pública a finales del año pasado planteaba que el inicio del suministro sea en julio de 2029 por un contrato a 10 años. 

“Viajaré a China, incluso para hablar con empresas como Huawei y muchos otros actores con los que estamos en conversaciones en todo el mundo para atraer inversiones para baterías”, afirmó Silveira durante un evento. 

De acuerdo a la pasada consulta pública, los proyectos contratados en la LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW). 

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

Además, se esbozó la posibilidad de que los sistemas BESS deberán entregar la máxima disponibilidad de energía igual a 4 horas diarias, definidas por el Operador Nacional del Sector Eléctrico (ONS) durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto.

Como también que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tenga derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podría reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.

Y cabe recordar que ese mismo mes de mayo está previsto que se publique reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto, y que el mismo sea la “próxima frontera” para el desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país. 

Cambios en la normativa nacional

Durante el mismo evento, el titular de la cartera energética también confirmó que enviará una propuesta de reforma del sector eléctrico a la Casa Civil de la Presidencia hacia fines de abril.

El objetivo del cambio regulatorio será seguir fortaleciendo  la infraestructura nacional para la generación de energía renovable, modernizar los contratos de distribución y realizar las subastas para asegurar capacidad firme y almacenamiento BESS

De igual modo, mencionó medidas como la inversión de más de R$ 60000 millones en transmisión para la integración total del país al Sistema Interconectado Nacional (SIN), especialmente en la zona de la Amazonía, en pos de reducir el uso de combustibles fósiles. 

Entre las iniciativas mencionadas también están la reducción de tarifas para contener la inflación, la liquidación de deudas relacionadas con la cuenta COVID-19y el desabastecimiento de agua, además del fin de disputas legales que “comprometen los intereses estratégicos del país”.

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La Licitación “AlmaGBA” avanza en el mercado argentino. Esta convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía para incorporar 500 MW de Battery Energy Storage Systems (BESS) en redes operadas por Edenor y Edesur busca resolver los cuellos de botella energéticos del AMBA y evitar cortes en temporadas de alta demanda.

En este contexto, José Luis Blesa, Latam Director de Seraphim, aseguró que se abre una oportunidad única para avanzar en almacenamiento energético si se permite que “el mercado realmente fluya como debe, naturalmente, con la oferta y la demanda”.

En el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina) el referente empresario sostuvo: “ ya hemos visto lo que ha pasado con el mercado con excesivo intervencionismo y el Estado presente ahí”. Por ello, consideró que reducir estas barreras será fundamental para que la tecnología BESS se consolide como parte del mix energético.

Desde la óptica de fabricante, Seraphim observa con optimismo el impulso que puede generar la licitación AlmaGBA, que apunta a proyectos con entre 10 MW y 150 MW de potencia, con capacidad de almacenamiento por cuatro horas consecutivas. Según el cronograma oficial, el proceso cierra el 19 de mayo con la apertura de sobres A, sigue el 18 de junio con los sobres B y prevé adjudicaciones el 27 de ese mismo mes.

“Justamente el hecho de que el BESS ya pueda conformarse como una realidad en la Argentina elimina la cuestión esta de la ecuación de oferta igual a demanda en el mercado eléctrico”, remarcó el ejecutivo. Esto permitiría mayor flexibilidad frente a la intermitencia y aleatoriedad propias de las fuentes renovables, uno de los principales desafíos de la transición energética.

Diferenciación tecnológica y capacidad instalada

Consultado sobre las ventajas competitivas que ofrecen al generador más allá de la tecnología, Blesa destacó la confiabilidad y el respaldo del grupo Seraphim y sus partners. “Nuestro equipo que trabaja en BESS en China tiene un track record muy importante, de hecho, tiene el track record más importante de China”, aseguró.

Actualmente, la empresa tiene una capacidad de producción de almacenamiento que supera los 25 GWh anuales y ya ha instalado más de 28 GWh en China. Además, opera 6 GWh en mercados fuera de ese país, lo que consolida su presencia internacional. En Argentina, sus proyectos en curso rondan los 600 GWh, sin incluir los que participarán en la actual licitación.

Costos, márgenes y el momento ideal

En cuanto a la energía solar, Blesa pone énfasis en la importancia del know-how y la ingeniería para el desarrollo de soluciones, y advirtió sobre un fenómeno clave en los precios. “Hoy por hoy los paneles están prácticamente en el suelo de su costo, incluso muchos de los fabricantes manifiestan estar trabajando a pérdidas”, señaló.

El directivo observa fluctuaciones en el mercado internacional que generan incertidumbre. “Hoy he visto algunas noticias en China que hablan de que puede irse a 12 o 14 centavos el vatio pico. Francamente, me costaría un poco creer que eso pueda pasar en función del conocimiento del mercado global de oferta y demanda”, comentó.

En contraste, los costos de los sistemas BESS siguen una curva descendente: “Perfeccionamiento en cuanto a capacidad tecnológica y reducciones de costo por mejora de eficiencia fabril”, indica. Esta convergencia de factores económicos y tecnológicos lleva a Blesa a subrayar: “Si hay un buen momento para cerrar proyectos es este”.

De allí, y para concluir su intervención en el Future Energy Summit Argentina, Blesa dejó un mensaje directo a potenciales participantes de la  Licitación “AlmaGBA”: “Siéntanse tranquilos y libres de contactarnos. Los invito a que se animen. Estamos a su disposición”.

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Genneia continúa consolidando su expansión renovable en Argentina. Actualmente, la empresa tiene en operación más de 1.600 MW, de los cuales más de 1.200 MW corresponden a generación renovable, y apunta a duplicar su capacidad instalada en los próximos años. 

El portfolio renovable está compuesto en un 65% por tecnología eólica y un 35% por solar, pero la balanza se equilibrará próximamente con la puesta en operación de varios proyectos fotovoltaicos que hoy en día están en construcción.

“Los parques solares en marcha suman alrededor de 500 MW, con lo cual el portfolio pasará a ser 50-50. Además, el objetivo a 2030 es ser 100% renovables y estamos haciendo la reducción de huella propia de carbono para llegar a ser carbono neutral en 2030”, sostuvo el director de Negocio y Desarrollo de Genneia, Gustavo Anbinder, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“Para ello, la compañía tiene una cartera de proyectos eólicos y solares que suman alrededor de 3000 MW de potencia, de los cuales 1700 MW estarán ready to build dentro de este año o en el segundo trimestre del 2026”, detalló. 

En línea con ese crecimiento, Genneia presentó tres nuevos proyectos en la última ronda del Mercado a Término (MATER), que totalizaban 256 MW, pero de los cuales sólo vio adjudicación para 79,2 MW del parque fotovoltaico Agua del Toro – San Rafael etapa III, en la provincia de Mendoza. 

“Nos convertimos en la primera empresa del país en superar 1 GW de renovables en operación, y ahora apuntamos a duplicar nuestra potencia verde”, aseguró Anbinder ante más de 500 líderes del sector que se congregaron en FES Argentina.  

En un contexto donde el mercado de capitales local aún no cuenta con la escala suficiente, Genneia ha construido una estrategia financiera centrada en el acceso a financiamiento internacional, especialmente en banca de desarrollo.

“El mercado de capitales local no tiene tamaño suficiente para financiar parques utility scale o una línea de transmisión, sino que se debe salir al mercado internacional”, afirmó el directivo.

En ese sentido, la compañía ha obtenido más de USD 1200 millones de financiamiento internacional en los últimos años, apalancada en PPA de largo plazo y en el cumplimiento riguroso de sus compromisos financieros y proyectos en marcha. 

“Hemos liderado el mercado de bonos verdes con más de 650 millones de dólares, y somos una de las compañías que más barato está financiando en el mercado. Por ello no vemos una limitación en el acceso al financiamiento internacional y en particular de banca de desarrollo, porque el 99% de nuestros ingresos están en contratos de largo plazo”, explicó el director de Negocio y Desarrollo de Genneia.

Por otro lado, Anbinder fue consultado sobre el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y planteó una visión crítica respecto de su aplicabilidad para el sector de la generación renovable, principalmente porque el cuello de botella aún es la falta de capacidad de transmisión eléctrica para conectar proyectos de gran escala a la red.

Si bien reconoció que el instrumento es interesante, aclaró que su impacto depende del tipo de financiamiento y apreció la estabilidad fiscal que otorga el régimen, ya que “los bancos internacionales y de desarrollo lo valoran mucho”.

Propuestas al Gobierno para escalar la transición energética

Desde el sector privado, Genneia considera que una política activa de inversión en infraestructura de transmisión es fundamental para permitir el ingreso de más renovables al sistema eléctrico nacional, y contar un esquema adecuado para recuperar la inversión en la ampliación de la red. 

A su vez, insistió en que la libertad de negocio y la estabilidad de las reglas de juego a nivel nacional son condiciones esenciales para atraer nuevas inversiones y avanzar en la instalación de más parques ERNC. 

“Los proyectos no deberían estar sujetos a que cada jurisdicción tenga la potestad de cambiar alícuotas o agregar gravámenes”, concluyó. 

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), la Red de Mujeres en Energía Renovable de República Dominicana (MER-RD) y Nature Power Foundation (NPF) han firmado un acuerdo de colaboración con el objetivo de fomentar la participación de mujeres jóvenes en el sector de las energías renovables a través de formación y oportunidades laborales.

El convenio establece un marco de cooperación para garantizar el acceso a pasantías en empresas del sector energético, dirigidas a mujeres de entre 18 y 35 años en situación de vulnerabilidad, como parte del programa Chicas Solares, liderado por NPF con el respaldo de MER-RD y otros aliados.

Durante el acto de firma, Laura Amelia Rojas, Directora Ejecutiva de NPF, destacó que «este acuerdo es un paso esencial para cerrar la brecha de género en el sector energético y proporcionar herramientas clave para la empleabilidad de mujeres jóvenes».

Por su parte, Paola Pimentel, Presidenta de MER-RD, enfatizó que «la inclusión de mujeres en las energías renovables no solo impulsa la equidad de género, sino que también fortalece el crecimiento sostenible de la industria».

A su vez, Alfonso Rodríguez, Presidente de ASOFER, resaltó que «desde ASOFER nos comprometemos a facilitar el acceso a 35 pasantías anuales en empresas del sector, asegurando que las participantes puedan aplicar sus conocimientos y adquirir experiencia práctica».

Entre las acciones contempladas en el acuerdo se encuentran:

• Promoción de programas educativos y de responsabilidad social en favor del desarrollo de la mujer.
• Facilitación de pasantías en empresas del sector de energías renovables.
• Gestión de fondos para apoyar la formación técnica de las participantes.
• Asesoramiento mutuo en capacitación técnica y habilidades blandas.

Este acuerdo, refuerza el compromiso de ASOFER, MER-RD y NPF con la equidad de género y el desarrollo sostenible en República Dominicana, apostando por una mayor participación femenina en el sector energético.

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La guerra comercial global volvió a escena con fuerza. A partir de las 0 horas del miércoles 9 de abril, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, oficializó un paquete de aranceles “recíprocos” que afecta a casi un centenar de países, elevando las tarifas de productos importados a EEUU a niveles inéditos desde antes de la Segunda Guerra Mundial. 

China, segunda economía mundial, es el principal blanco del paquete: sus exportaciones a EE.UU. enfrentarán un arancel del 104% o más. Pero la Unión Europea, los países del sudeste asiático, México y las naciones del Mercosur también figuran entre los afectados. 

Para LATAM, el nuevo esquema arancelario implica un sobrecosto genérico del 10%, aplicable a prácticamente todas las exportaciones con destino a Estados Unidos. Mientras que en el caso de la UE, el incremento es del 20%, mientras que para Vietnam, Laos y Camboya, los nuevos aranceles superan el 45%.

El impacto directo para las renovables será doble: por un lado, la presión arancelaria sobre insumos y minerales estratégicos importados; y por el otro, la disrupción logística provocada por la volatilidad en el precio del petróleo que influye en el costo de los fletes. 

“Toda crisis de comercio y económica impacta en los proyectos que requieren de insumos importados, porque hace que los valores arancelarios y logísticos se encarezcan y suban” sostuvo María Florencia Zanikian, consultora de negocios especialista en comercio internacional, en diálogo con Energía Estratégica.

“Los fletes son una de las principales cuestiones que tienden a dispararse cuando hay crisis de algún tipo, en este caso por la volatilidad del precio del petróleo y la tensión comercial en general, impactando tanto a los exportadores como a los importadores. Si a esto le sumamos que hay una guerra comercial entre los dos máximos productores comerciales, el alcance que eso puede tener realmente hoy no lo podemos dimensionar”, agregó. 

Asimismo, las decisiones internas del Gobierno estadounidense profundizan el sesgo anti ambiental. Ni bien regresó a la Casa Blanca, Trump declaró una emergencia energética nacional, eliminó restricciones a la extracción de combustibles fósiles, a la par que decidió retirar a Estados Unidos del Acuerdo de París y quitó incentivos fiscales a las energías renovables.

Mientras que días atrás firmó decretos para que centrales eléctricas a carbón obsoletas sigan operando, dio prioridad a nuevos arrendamientos para minería de carbón en tierras federales.

“Todo ello puede dar una ventaja competitiva a esas industrias hidrocarburífera frente a las ERNC, y más si consideramos que éstas últimas vienen corriendo de atrás”, subrayó Zanikian.

“A eso se le suma que muchos mandatarios, no creen en la crisis climática y no están dispuestos ni a invertir dinero ni tiempo en su mitigación. Por lo que las medidas pueden afectar los compromisos ambientales a nivel regional o mundial”, añadió. 

Aunque la gran pregunta es qué harán el resto de países, si se pondrán firmes en avanzar con los compromisos climáticos o no, o si estarán más centrados en desviar recursos y atención hacia la reconfiguración de sus cadenas de producción, en lugar de acelerar sus transiciones verdes.

LATAM frente al nuevo orden comercial: amenazas y oportunidades

El contexto de inestabilidad bursátil que acompaña la entrada en vigor de los aranceles también impacta directamente en las inversiones en energías limpias. La consultora de negocios especialista en comercio internacional advirtió que “el mercado bursátil está en caída y eso hace que las empresas replanteen sus estrategias”. 

Y en un contexto donde las decisiones comerciales se politizan, los proyectos —especialmente los que dependen de financiamiento externo o importación de equipos— enfrentan mayores riesgos de postergación o cancelación.

Sin embargo, en medio del ruido comercial, pueden surgir oportunidades para América Latina, como la aceleración de un acuerdo en el MERCOSUR y mayores negociaciones entre los países de la región ante la dificultad de ingresar productos a Estados Unidos de manera competitiva.

“En algún momento las renovables deberían observar un poco la industria automotriz del MERCOSUR y la integración vertical que tienen Brasil y Argentina, en donde entre los dos países construyen todo el proceso para armar los autos y abastecer a sus mercados locales y exportarlos”, sugirió Zanikian. 

Según la experta, una estrategia compartida en ERNC permitiría alcanzar economías de escala y reducir costos, distribuyendo etapas del proceso entre distintos países de la región para llegar a precios competitivos. 

“Cuanto más se pueda reducir la dependencia que tiene a mercados sujetos a aranceles elevados, es más fácil encontrar a quién le vende el producto a menor arancel y menor costo logístico de llegar”, aconsejó la especialista, a la vez que remarcó la necesidad de revisar integralmente las cadenas de suministro, desde la compra de insumos, la logística hasta que llega a destino y el proceso de pago al exterior. 

Además, el sector, en este nuevo entorno, deberá mantener una vigilancia activa sobre las políticas comerciales, invertir en innovación tecnológica y promover asociaciones regionales para robustecer su autonomía operativa, dado que el giro de Trump no solo plantea un desafío coyuntural, sino que puede redefinir las normas para la transición energética a escala global.

“Podemos ir desde que sea simplemente una crisis en el comercio a directamente que sea una crisis económica con una recesión mundial por el cambio de las reglas de juego”, concluyó Zanikian.

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YPF Luz inauguró su quinto parque renovable en la localidad de  General Levalle, a 380 kilómetros de la ciudad de Córdoba. Cuenta con tecnología de vanguardia  y dimensiones sin precedentes, al tener los aerogeneradores de mayor potencia en el país.  

Con un total de 25 aerogeneradores, cada uno tiene una potencia de 6,2 MW y permite alcanzar  una capacidad instalada total de 155 MW de energía renovable y eficiente; un 50% más que la  media instalada (4 a 4,5 MW) en la mayoría de parque eólicos de Argentina que necesitan de  aproximadamente 30 aerogeneradores o más para alcanzar la misma potencia total.  

Es una de las obras de mayor envergadura para YPF Luz, que requirió de una inversión de más  de 250 millones de dólares. La energía que produce el parque se comercializa a clientes  industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Para este  proyecto, se firmaron nuevos contratos de abastecimiento de energía (conocidos como PPA’s) con 40 clientes, demostrando la confiabilidad que tienen las empresas argentinas en YPF Luz.  

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, destacó: “Sentimos un gran orgullo al inaugurar un nuevo  parque renovable en la provincia de Córdoba”. Y agregó: “Este parque demuestra nuestro compromiso con el crecimiento energético de Argentina, al acompañar a las empresas e industrias del país con un abastecimiento energético confiable y costo-eficiente que les permite descarbonizar operaciones. Agradezco a todos los que nos acompañaron en este camino para  ver materializado este nuevo hito”. 

El acto de inauguración, que se llevó a cabo en las inmediaciones del parque, contó con la presencia del gobernador de la provincia de Córdoba, Martín Llaryora; la intendenta de General Levalle, Laura Rodríguez Paredes y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano. Además, estuvieron  presentes clientes de las industrias y empresas que ya operan con energía renovable del parque.  

Con la inauguración del Parque Eólico General Levalle, la compañía alcanza una capacidad  instalada total de 3,4 GW, de los cuales 652 MW corresponden a energía renovable. Durante  2025, continuará con la construcción de importantes proyectos como el Parque Eólico CASA, en Olavarría, y el Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, en Mendoza. De esta manera, superará los 3,8 GW de potencia instalada total, de los cuales más de 1GW serán renovables.

Parque Eólico General Levalle en números 

• Inversión: más de 250 MMUSD. 
• Factor de capacidad estimado: más del 50%. 
• Capacidad instalada: 155 MW.  
• Energía equivalente a las necesidades de más de 190.000 hogares. 
• Más de 300 personas empleadas durante la construcción. 
• Tecnología de los aerogeneradores: Vestas.  
• Potencia máxima de cada aerogenerador: 6,2 MW. 
• Palas: 79,35 m (10 metros más altas que el obelisco). 
• Área de barrido: 20.612 m² (equivalente a la superficie de cuatro canchas de fútbol). • Para la conexión de PEGL a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó una subestación eléctrica y un edificio de control, es decir, instalaciones que permiten  conectar la energía del parque al sistema eléctrico.  

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Primero, hábleme de Black & Veatch y su negocio en Latinoamérica.

Black & Veatch es una empresa global de ingeniería, adquisiciones, consultoría y construcción con una sólida cultura empresarial, que lleva más de 30 años trabajando en Latinoamérica. Somos 100 % propiedad de nuestros empleados, lo que significa que todos tenemos un interés personal en cómo resolvemos los desafíos de infraestructura más complejos de nuestros clientes. Esto se manifiesta en todo lo que hacemos, desde un compromiso inquebrantable con la seguridad hasta nuestra visión de ser EL líder en infraestructura sostenible.

¿Qué proyectos están transformando el mercado energético actual?

Proyectos de almacenamiento de energía. O, más específicamente, el almacenamiento de energía renovable para abordar su problema de intermitencia. La implementación del almacenamiento de energía está mejorando la resiliencia, la confiabilidad y la sostenibilidad de nuestras redes a medida que nuestra capacidad de energía renovable continúa aumentando en Latinoamérica, y el hidrógeno verde también está teniendo un papel emergente en este ámbito.

¿Puede contarme más sobre el papel del hidrógeno en el almacenamiento? 

El hidrógeno verde se produce a partir de la conversión de agua ultrapura y fuentes de energía renovables. Un caso de uso emergente para el hidrógeno verde es el almacenamiento de energía a largo plazo, que actúa como una “batería química” fungible. Uno de los proyectos que estamos construyendo, por ejemplo, producirá hidrógeno verde a partir de energías renovables, lo almacenará en una gran caverna de sal adyacente y luego lo despachará para la generación de energía a escala de servicios públicos.

Black & Veatch es una de las pocas empresas de ingeniería y construcción que diseña y construye esta primera ola de proyectos de hidrógeno verde. No solo hemos participado en más de 200 estudios de carga inicial a nivel mundial, sino que, al trabajar a lo largo de todo el ciclo de vida del proyecto, hemos guiado a un número selecto hacia la financiación. Hoy tenemos 245 MW de proyectos de hidrógeno verde completados o actualmente en construcción.

¿Siguen siendo relevantes los sistemas de almacenamiento de energía en baterías?

Sin duda. Seguirán desempeñando un papel cada vez más importante en la estabilización de la red y la atenuación de las variabilidades de la energía solar y eólica. Las economías de escala, la química de las baterías y la optimización de la ingeniería siguen reduciendo los costos y haciendo que este desarrollo sea atractivo. Hace menos de 10 años, las estimaciones de costos para las baterías de iones de litio oscilaban entre 300 y 500 dólares estadounidenses por kWh. En 2024, estos paquetes de baterías alcanzaban precios tan bajos como US$115 por kWh.

¿Cuál es su estrategia de crecimiento en la región?

Nuestro enfoque en aportar valor a lo largo de toda la cadena de valor de la energía y el agua en el desarrollo de proyectos nos ha permitido mantener nuestra sólida presencia en Chile y generar crecimiento en ubicaciones como Puerto Rico, México y Perú. Nos alineamos con clientes que comparten nuestros valores y los apoyamos durante todo el ciclo de vida del proyecto, desde la asesoría estratégica hasta la ingeniería, las adquisiciones y la construcción, y más allá, con servicios de operación y mantenimiento.

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Emilia Calleja Alor, directora general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) expuso los avances del Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030 del Sistema Eléctrico Nacional. Fue durante la Conferencia «Mañanera del pueblo» de este miércoles 9 de abril del 2025 (ver).

Allí, a manera de resumen, recordó que el Plan establece como meta la adición de 29,074 MW de capacidad total al 2030 proveniente de centrales de CFE y de privados. Y, a partir de allí, señaló que tienen previsto primero concluir procesos iniciados con la administración anterior (unos 26 por un total de 7,228 MW) y luego avanzar con nuevas iniciativas (51 proyectos por un total de 22,674 MW), siendo de estas 7 de tecnología eólica que suman 2,470 MW, 9 fotovoltaicas por 4,673 MW, baterías 2,216 MW, entre otros proyectos térmicos.

«En 2025, 11 proyectos que venían de la administración pasada y que también iniciaron en esta administración entran en operación de manera inmediata, como la ya inaugurada central de ciclo combinado de Salamanca (2332 MW adicionales a la red) y en los próximos meses estamos acelerando la entrada de tres centrales de ciclo combinado (San Luis Potosí, El Sauz II y Mérida), además de siete centrales de generación hidroeléctrica que están en La Villita, Zimapán, Encanto, Portezuelos I y II, Minas y Santa María», reveló la directora general de la CFE.

Adicionalmente, anticipó que en el plan de expansión que han planteado para los próximos años están acelerando el inicio de cinco licitaciones para cinco proyectos de energía firme y dos proyectos fotovoltaicos, que en su conjunto aportarán 3585 MW.

«Vamos a salir a licitar cuatro plantas de ciclo combinado (Francisco Pérez Ríos, Salamanca II, Altamira y Mazatlán) y una central de combustión interna en Los Cabos que aportan 3386 MW adicionales de generación a la red; y dos plantas fotovoltaicas (Puerto Peñasco III y IV) para llegar a los 3,585 MW», detalló.

Y aseguró: «Todo esto será licitado este año e iniciaremos el próximo mes con las licitaciones».

De este modo, el sector público busca avanzar con nuevos proyectos para garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico nacional con tecnologías firmes pero también con aquellas que permitan una transición energética sostenible, como las dos plantas de energía fotovoltaica que a su vez, señaló «estarán acompañadas de sus respaldos en baterías».

En detalle, las fechas propuestas para licitar los proyectos de acuerdo a la presentación de los avances del Plan de Fortalecimiento y Expansión 2025-2030 del Sistema Eléctrico Nacional son:

– Puerto Peñasco III (300 MW) – convocatoria el 12 de agosto – adjudicación en diciembre
– Puerto Peñasco IV (280 MW) – convocatoria el 21 de agosto – adjudicación en diciembre

Respecto al primero de estos llamados a licitación es preciso aclarar que el «Proyecto Central Fotovoltaica Puerto Peñasco Secuencia III (300 MW)» ya tenía un procedimiento de licitación abierto que fue suspendido el pasado 31 de marzo del 2025 e informado a potenciales contratistas de esta decisión vía correo electrónico. Con este nuevo anuncio de convocatoria a licitación para el 12 de agosto del 2025, resta aclarar si se retomará el procedimiento con las mismas condiciones antes propuestas o si la estatal presentará cambios en los próximos meses.

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Se avecina el inicio de la Licitación Abierta PEG-5, el proceso competitivo que busca garantizar el suministro eléctrico de las distribuidoras de Guatemala con un enfoque sostenible y de largo plazo. 

Durante una entrevista exclusiva concedida en el marco del evento Future Energy Summit Central America and the Caribbean 2025, el ministro de Energía y Minas, Víctor Hugo Ventura, anticipó: «esperamos lanzarla los siguientes días después de la Semana Santa».

Esta declaración generó una ola de expectativas de stakeholders de las energías renovables, ya que promete ser la convocatoria de potencia y energía más ambiciosa del país. 

“Para Guatemala es el proceso más grande de adquisición de energía… energía firme termoeléctrica de bajas emisiones y también hay un espacio para energías renovables”, aseguró el ministro Ventura.

Los contratos que se ofrecerán tendrán una duración de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes, con inicio de suministro escalonado previsto a partir del 1 de mayo de 2030, extendiéndose hasta 2033. 

Nueva energía, nuevas reglas

La PEG-5 permitirá la participación tanto de agentes generadores registrados como de nuevos proponentes que puedan constituirse como tales tras la adjudicación. El proceso contempla varios tipos de contratos, como Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, regulados bajo la Norma de Coordinación Comercial No. 13.

Siguiendo los Términos de Referencia (TDR), los contratos estarán divididos en dos bloques: Bloque Base, que representa la energía que se debe cubrir en todas las horas del día; y Bloque Complementario a la Base, que cubrirá la diferencia restante. Esta estructura busca optimizar el despacho eléctrico con una matriz más flexible y sostenible.

Con la PEG-5, Guatemala no solo busca cubrir una necesidad estructural de suministro eléctrico, sino posicionarse como líder regional en la transición energética. Ventura remarcó que el país está apostando por un panorama global que integre tanto energía firme como flexibilidad renovable: “Esperamos que sí sea muy exitosa, muy exitosa para el tema renovable y muy exitosa para la transición energética”.

Una de las novedades más relevantes es la consideración del almacenamiento como parte del diseño técnico de la licitación. Ventura explicó que, si bien serán los oferentes quienes diseñen sus propuestas, el marco actual da cabida a proyectos híbridos. Además, apuntó que el país ha actualizado las bandas horarias, lo cual representa una oportunidad significativa para la integración de tecnologías limpias.

“En el espacio que queda en la curva horaria de carga de Guatemala da precisamente lugar a interesantes esquemas que compaginen la generación solar tradicional combinada con el almacenamiento”, afirmó, añadiendo que también espera obtener ofertas interesantes por la combinación de factores que se dan desde el lado de la oferta y desde el lado de la demanda.

Licitación de transmisión: una pieza clave

Otro elemento fundamental para el éxito de esta convocatoria es la capacidad del sistema de transmisión para acompañar el crecimiento de la generación. Sobre este punto, Ventura fue enfático: 

“Conjuntamente con la licitación de generación se va a hacer una licitación de transmisión… pensamos que podríamos también preparar una siguiente ronda licitatoria para el año entrante de transmisión”.

Reconoció que existen rezagos en el sistema actual, pero aseguró que no representarán una barrera en la ampliación del parque de generación: “El tema de transmisión no va a ser un problema para la PEG-5… son obras importantes pero realizables en muy poco tiempo”.

David Cabrera de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Electricidad (AGTE): «Hay mucho apetito en poder invertir en Guatemala»

Competencia tecnológica y precios atractivos

Guatemala viene de una experiencia exitosa con la PEG-4, que utilizó una subasta inversa como mecanismo competitivo, logrando precios atractivos y transparencia en el proceso. 

Es preciso recordar que en la adjudicación llevada a cabo en el año 2023 se obtuvieron precios históricos alcanzando como valor mínimo 20.329 USD/MWh y máximo 79.96 US/MWh, si se contemplan los precios medios de todo el periodo con indexaciones (ver más).

En ese sentido, el ministro confió replicar los buenos resultados en el nuevo llamado que se prevé en los próximos días: “Pensamos sin duda que sí… hay un aprendizaje importante de las cuatro licitaciones anteriores y esta subasta inversa”.

Además, destacó que la diversificación tecnológica, los nuevos marcos regulatorios, y la creciente participación del sector comercializador—que en Guatemala actúa como agente independiente en el mercado eléctrico—ofrecerán una base sólida para alcanzar precios competitivos en la PEG-5.

Cambios en las bandas horarias podrían catalizar negocios de energía solar en Guatemala

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Goldwind Argentina se afianza como uno de los actores más activos en el mercado eólico nacional, con un total de 716 MW contractualizados que planea tener conectados para 2026. De ellos, tres proyectos ya están en marcha: la expansión del parque La Flecha (Aluar), el parque Trelew (Genneia) y una nueva planta en Tierra del Fuego (TotalEnergies).

Pero además, Sebastián Gravenhorst, Chief Financial Officer de Goldwind Argentina, anticipó que la compañía proyecta cerrar otros contratos clave y destacó el papel del financiamiento como factor competitivo central en un contexto desafiante para las inversiones.

“Tenemos dos proyectos bastante importantes para este año que esperemos que se den, que suman más de 400 MW que podrían salir a nuestro favor”, manifestó durante el encuentro Future Energy Summit (FES) Argentina. 

En este sentido, el directivo señaló que Goldwind no se limita a ofrecer tecnología, sino que acompaña a sus clientes en la estructuración financiera de cada iniciativa, dado que al tratarse de proyectos de capital intensivo, las condiciones macroeconómicas juegan un papel determinante.

“Por ejemplo, las tasas de interés impactan mucho en estos tipos de proyectos y desde Goldwind tratamos de ofrecer una solución que involucre también el financiamiento de proyecto a partir de ciertas alianzas que tenemos con ECAs (Export Credit Agencies) y bancas locales e internacionales”, planteó Gravenhorst

Esta estructura permite a la compañía ofrecer condiciones más competitivas a sus clientes y aumentar sus probabilidades de adjudicación. Por lo que el apoyo institucional juega un rol clave en la reactivación de inversiones. 

Bajo esa misma línea, Gravenhorst analizó con atención el ingreso de fondos como FMO (banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés) y la Corporación Financiera Internacional (IFC -, miembro del Grupo del Banco Mundial), que podrían apalancar nuevos desarrollos.

“Las nuevas disposiciones y lineamientos que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación pueden ser beneficiosas, como también la entrada de fondos como FMO o IFC, ya que ayudarán a acompañar al sector y los objetivos de Goldwind”, aseguró el especialista.  

Incluso el nuevo Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) genera expectativas, de manera que el CFO de Goldwind Argentina reconoció que muchas empresas han readecuado sus iniciativas para encuadrarse dentro del esquema.

“Se debe generar esa confianza, que las inversiones lleguen, que los bancos quieran poner dinero en Argentina, bajar la tasa de interés, lo que hará que podamos llegar a buen puerto con todas las negociaciones y los proyectos que tenemos”, complementó. 

Participación activa en proyectos clave

De los 716 MW contractualizados, Goldwind ya comenzó a suministrar equipamiento para tres centrales que estarán operativas entre 2025 y 2026. Se destaca especialmente la expansión del parque eólico La Flecha, desarrollado por Aluar, que pasará de 246 MW a 582 MW, convirtiéndose en el más grande del país, aunque destinado a autoconsumo industrial y no conectado al MEM.

También avanza la provisión de tecnología para el parque Trelew, impulsado por Genneia, y el proyecto de TotalEnergies en Tierra del Fuego, de 8,4 MW de capacidad. Todos estos emprendimientos han iniciado el suministro de equipos anticipando las fechas de entrega previstas inicialmente.

“Estamos trabajando en cerrar varios proyectos y enfocados principalmente en encontrarle la solución al financiamiento eficiente y conveniente para los clientes”, resaltó Gravenhorst. Mientras que en cuanto a tecnología, la empresa apuesta por su plataforma 5S – GW165, basada en el sistema PMD (Permanent Magnet Direct Drive), que elimina la caja multiplicadora. Esta tecnología permite turbinas de 6 MW de potencia, lo que mejora la eficiencia operativa y reduce los costos de mantenimiento.

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La disolución del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) generó posiciones contrapuestas dentro del sector energético argentino, desde aquellos que entienden la medida hasta players que lo consideran como un error. 

¿Por qué? La determinación gubernamental se debió a una auditoría de la Sindicatura General de la Nación que detectó falencias en el funcionamiento del FFTEF, y si bien desde el sector acompañan que exista transparencia de las inversiones del Estado, el Ejecutivo no aún definió un nuevo mecanismo para fomentar las obras. 

“Argentina cuenta con un Plan Federal de Transporte Eléctrico hace tiempo donde se detallan las obras prioritarias, pero es preciso que esté acompañado con la aprobación de las normas que aseguren su concreción en tiempo, a través de la iniciativa y financiación privada allí donde sea posible. Es importante a su vez, que los fondos del FFTEF trasladados a la Secretaría de Energía sean eficientemente destinados a proyectos necesarios y no sean de libre disponibilidad”, plantearon desde la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). 

“La disolución del FFTEF es un grave error, porque son fondos que pusieron las provincias y entes internacionales, entre otros agentes del sector, más sabiendo que la falta de infraestructura de transporte el gran cuello de botella energético”, apuntaron desde la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) en diálogo con Energía Estratégica.

Mientras que fuentes de la distribución de energía sostienen que los distribuidores no pueden mejorar la calidad de energía que reciben del transporte, por lo cual para que el mercado se desarrolle con eficiencia es fundamental que se realicen las obras que el sistema necesita para acompañar el crecimiento sostenido de la demanda.

“Consideramos que la eliminación del FFTEF no afectará al sector, simplemente la Secretaría de Energía de la Nación tomará ese rol y destinará los fondos a continuar obras ya iniciadas y focalizarse en proyectos de sumo interés”, remarcaron desde la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA). 

Y cabe recordar que el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del sistema de transmisión en alta tensión, subvencionado con 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). 

Además, en 2023 la Sec. de Energía de la Nación aprobó un conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, por más de USD 7000 millones en inversiones que permitirían incorporar 3550 MVA de capacidad renovable, como también garantizar la confiabilidad del SADI.

Incluso, dicho programa incluyó las LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o mismo la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Sin embargo, hasta la fecha no hubo avances ni se concretó una herramienta licitatoria o recaudatoria de fondos respectiva; pero el gobierno de Javier Milei amagó en reiteradas oportunidades con abrir convocatorias para que el ámbito privado sea quien lleve adelante la infraestructura necesaria y desde la industria eléctrica aguardan expectantes.

“Estaría por salir una resolución que abordará la expansión del sistema de transmisión, en lo que hace a las obras que seguirá haciendo el sector públicos y aquellas que podría resolver el sector privado, intentando incentivar las obras. Con lo cual estamos más atentos a eso que con lo que pueda pasar con el FFTEF”, afirmaron fuentes de AGEERA.

Es decir que la actual gestión podría dar continuidad a los mecanismos vigentes, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación, o bien una nueva etapa tras las manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema. Por lo que resta conocerse de qué modo se expandirá la red y facilitar el desarrollo de obras en más de 132 kV. 

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México cuenta con una base sólida de desarrolladores y generadores privados con experiencia en el sector eléctrico. Sin embargo, la competitividad del mercado podría estar en riesgo si se concentran todos los esfuerzos de la política pública en fortalecer sólo a la empresa estatal.

La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico presentada por la nueva administración anticipó que entre las nuevas reglas del juego los privados «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica.

Desde la iniciativa privada aguardan por mayor claridad sobre la manera en que podrán participar por aquella capacidad. «Hay proyectos listos para poder sacarse al mercado, yo no tengo la menor duda», afirmó José Antonio Aguilar, presidente del consejo de Vive Energía.

Y subrayó: «México tiene que sustituir generación que viene de atrás que es generación que ya no es competitiva».

En el marco del encuentro Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el referente empresario consideró que la iniciativa privada no está en pañales y puede preparar ofertas que contribuyan a la competitividad del sector eléctrico: «México tiene que sustituir generación que viene de atrás que es generación que ya no es competitiva».

Al respecto Aguilar destacó que muchas de las industrias que podrían llegar a México ante una nueva ola de nearshoring no sólo demandarían energías limpias sino también baratas, lo que genera una «complementariedad bastante interesante en el sistema».

No obstante, advierte que la incertidumbre internacional, especialmente por los aranceles de Estados Unidos, podría afectar la velocidad del nearshoring. «Un día sí, un día no, ya no sabemos ni dónde estamos parados», expresó, aunque recalcó que independientemente de ese contexto, la demanda energética local en México sigue siendo prioritaria y creciente.

Según Aguilar, «hay proyectos que se pueden financiar, hay quien lo pueda financiar», y eso marca una diferencia clave para el despegue de nuevas iniciativas en México.

Desde su perspectiva, el escenario de financiamiento es hoy más prometedor. Según indicó, los bancos mexicanos cuentan con una capitalización del 16%, lo que representa una base sólida para apoyar nuevos proyectos. «Hay mucho apetito por parte de los bancos», expresó Aguilar, y destacó que el sector de energías renovables, anteriormente relegado en los comités de crédito, ha vuelto a despertar el interés de las instituciones financieras.

«Estamos encontrando un nuevo aire», aseguró, aunque aclaró que «el secreto está en los detalles», dado que aún hay condiciones regulatorias que requieren mayor claridad para atraer inversiones a largo plazo.

En tal sentido, observó que la iniciativa privada está atenta a los anuncios del gobierno pero también en cómo aterrizan los cambios que plantean en la política energética. Aguilar señaló que aún falta tiempo para verificar su efectividad práctica. «Tenemos que poner a prueba todo ese marco legal para ver exactamente cómo se acaba aplicando en México», advirtió.

La creación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que reemplaza funciones clave de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), marca un punto de inflexión en el sector. Para Aguilar, «pareciera que apunta los caminos correctos», pero subrayó que la verdadera prueba será su implementación real.

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La nueva ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Fernanda Cardona, detalló los lineamientos estratégicos que guiarán su gestión y la política energética nacional durante los próximos cinco años de gobierno, con una mirada integral desde lo económico, social y ambiental.

Para la funcionaria, el país atraviesa un contexto internacional transformado, con una demanda energética creciente, presión intensificada por descarbonizar y un avance tecnológico que no admite pausas. 

“Uruguay debe consolidarse como un hub energético regional”, advirtió durante un encuentro organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER); aunque aclaró que para lograrlo, el desarrollo debe “moderno, justo y sostenible”, donde el crecimiento económico esté acompañado por el bienestar de la comunidad y la preservación ambiental.

Bajo esa visión, reafirmó que la transición energética debe responder a una lógica de triple impacto y rechazó de plano cualquier iniciativa que no contemple ese equilibrio: “Si una política energética solo mira el negocio sin pensar en el desarrollo humano, o si se enfoca únicamente en el impacto ambiental sin atender el empleo y la competitividad, está incompleta”.

En consecuencia, señaló que el gobierno apoyará únicamente aquellos proyectos que armonicen estos tres pilares y durante su intervención, también trazó los ejes que regirán el accionar del MIEM durante el próximo quinquenio. 

Entre los primeros pasos concretos de su gestión, la ministra resaltó la necesidad de potenciar la capacidad de generación solar del país. En particular, destacó el impulso a la planta fotovoltaica planificada en Cerro Largo (la licitación aún está en curso), en base a la solidez de la red eléctrica de la zona y su cercanía con la conversora de frecuencia de Melo, que conecta a Uruguay con Brasil. 

“Proponemos avanzar con ese puntapié inicial que se dio en esta discusión en los últimos dos años. Es una decisión estratégica, de generar más energía, desarrollo para el interior del país y exportación con renovables, sin volver a los combustibles fósiles”, indicó. 

“Debemos consolidar el liderazgo en la generación de energía limpia que nos permita planificar el sistema, integrar nueva capacidad, gestionar la demanda con flexibilidad y aumentar la penetración de renovables sin afectar la seguridad del sistema ni el costo para los hogares y las industrias”, agregó. 

Y si bien remarcó que se mantendrá la normativa vigente, dejó las puertas abiertas a futuros cambios regulatorios, a fin de contar con buena planificación y un sector público impulsor de la innovación, pero también herramientas y acuerdos ágiles y eficientes con el sector privado. 

“ANCAP y UTE deben ser parte de la  agenda, no deben quedarse atrás y ser protagonistas, pero también que debe haber acuerdos con privados. Si queremos seguir siendo líderes en energía renovable tenemos que invertir en nuevas tecnologías y mirar hacia adelante”, manifestó. 

El papel del hidrógeno verde también ocupa un lugar clave en la hoja de ruta ministerial. Cardona aclara que el gobierno no abandona esta agenda, pero sí reconoce que hay urgencias que obligan a replantear ritmos, apuntando a desafíos fundamentales por resolver como costos de producción, el derrame de valor hacia sectores industriales como el químico, y la garantía de una demanda sostenida. 

“Todavía las puntas del negocio no han cerrado y tenemos que seguir trabajando en los costos de generar hidrógeno y derivados, y en tener la seguridad de una demanda”, precisó a la par que confirmó que ya se mantuvieron reuniones con empresas interesadas en desarrollar proyectos y reiteró que ninguno se concretará si no cumple con los principios del triple impacto.

En línea con su mirada de integración, la ministra planteó una estrategia activa de conexión regional. y desde el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay impulsarán el fortalecimiento de interconexiones, intercambios confiables, cooperación en almacenamiento, armonización regulatoria y proyectos conjuntos tanto en movilidad eléctrica como en electrificación rural. 

“Nuestra soberanía también se juega en que podamos producir nuestra electricidad con sol y viento, que podamos almacenar lo que generamos y exportar energía sin depender de condiciones impuestas. No vamos a cambiar la definición de la política nacional. Uruguay va hacia las renovables. Una vez que se tomó la decisión de que toda la inversión fuera en renovables, no tenemos tiempo de cambiar ahora”, enfatizó. 

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La regulación vigente en materia de distribución eléctrica en Chile ha quedado rezagada para afrontar los desafíos del país en su camino hacia una matriz 100% renovable y carbono neutral al 2050. 

Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas (Empresas Eléctricas AG), conversó con Energía Estratégica y subrayó que la calidad del suministro, la electrificación de consumos y el desarrollo de nuevas tecnologías requieren un nuevo marco regulatorio que otorgue certezas y promueva la inversión.

“Las condiciones regulatorias que hoy día tiene el sector no permiten garantizar la calidad de suministro que hoy exige la ciudadanía, ni tampoco cumplir las metas que nos hemos puesto en nuestra política energética”, manifestó.

Actualmente, la normativa de distribución eléctrica cuenta con casi 40 años sin cambios estructurales, un escenario que genera fricciones con las metas de descarbonización planteadas en la política energética nacional. En ese contexto, desde el gremio se han impulsado propuestas concretas y mantenido un diálogo abierto con las autoridades para avanzar en soluciones de corto y largo plazo.

“Hemos estado conversando con la autoridad para buscar fórmulas que permitan, bajo las normas vigentes, encontrar un camino de salida para priorizar algunas inversiones claves desde la línea de la política pública y dar certeza de largo plazo a esas inversiones”, subrayó el director ejecutivo, en alusión a eventuales cambios regulatorios de corto plazo.

En relación a una reforma a la distribución de largo plazo, uno de los puntos críticos asociados a ella es la generación distribuida, tecnología que podría jugar un papel clave en la descentralización energética y la resiliencia del sistema eléctrico, pero cuyo crecimiento se ve obstaculizado por la actual legislación.

“Esperamos que en el futuro pueda despegar la generación distribuida con mucha más fuerza, pero para eso se requieren algunos cambios en la regulación que viabilicen esa masificación”, señala Meriches.

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, prometió presentar una reforma integral antes del primer trimestre del año próximo, con la expectativa de que se abriera una “ventana de oportunidad” para viabilizar el debate legislativo antes del recambio político. Sin embargo, el proyecto aún no ha sido ingresado al Congreso. Y a pesar de las urgencias técnicas, la proximidad de las elecciones parlamentarias y presidenciales plantean un obstáculo político para ello.

Desde Empresas Eléctricas AG consideran que la reciente publicación del informe de la Comisión Investigadora del Congreso sobre los eventos climáticos de 2024 podría abrir el debate. “Confiamos en que exista la disposición del Parlamento para debatir respecto a las necesidades que tenemos en distribución”, sostuvo Meriches, aludiendo que el informe recomienda explorar cambios regulatorios para mejorar la calidad del servicio eléctrico, lo que podría actuar como una palanca para el tratamiento de los cambios regulatorios pendientes.

Preparativos ante el invierno 2025: coordinación y prevención

En paralelo, el gremio pone el foco en la gestión operativa de las distribuidoras frente al invierno 2025, luego de los eventos de agosto de 2024 que dejaron como saldo masivos cortes de suministro por condiciones climáticas extremas.

“Las empresas han desarrollado una estrategia bastante robusta y colaborativa para enfrentar las contingencias del invierno 2025”, afirmó el especialista. 

El plan contempla seis grandes ámbitos de acción, entre los que destacan el manejo de vegetación y monitoreo de líneas con drones, el fortalecimiento de brigadas de emergencia y la reorganización operativa ante eventos críticos, mejoras en atención al cliente a través de canales digitales y call centers, y generación de respaldo para consumos críticos, como hospitales y sistemas de agua potable rural.

Aunque reconoce que los eventos de fuerza mayor pueden superar las capacidades técnicas de las empresas, el objetivo es mitigar al máximo el impacto y acelerar los tiempos de recuperación.

Dentro del plan de invierno, la atención a usuarios electrodependientes se ha convertido en una prioridad para el sector, de modo que las distribuidoras están trabajando en mejoras en los canales de comunicación, en el despliegue de equipos de respaldo específicos y en garantizar una respuesta prioritaria en situaciones de emergencia.

“Buscamos dar una atención prioritaria, mejorar canales de comunicación y avanzar con equipos de respaldo para esos usuarios. Por ello creemos en la importancia del trabajo público-privado pensando en el objetivo final, que es entregar un servicio eléctrico de calidad para los usuarios”, concluyó. 

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Huawei Digital Power consolida su posición como líder del sector solar en Argentina, luego de alcanzar la marca de 1.500 MW de soluciones suministradas y de  más del 77% en inversores fotovoltaicos en el país.

Este volumen sitúa a la compañía en una posición dominante en el segmento de gran escala, pero desde el fabricante de origen Chino también prevén un fuerte despliegue en generación distribuida y el mercado de baterías. 

“Vemos que la parte de grandes proyectos solares ya se maneja bien desde todo el sector. Hoy en día el almacenamiento es un tema en el cual estamos un poco más relegados que otros días, pero el sector avanza a partir de la licitación de almacenamiento de 500 MW y otras iniciativas”, afirmó Franco Lomello, solution manager de Huawei Digital Power, durante el evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

En efecto, Huawei ya cuenta con proyectos concretos en ejecución. Uno de ellos corresponde a un sistema de almacenamiento aislado de la red para una empresa minera, mientras que otro se ubica en la provincia de San Juan, los cuales se encuentran en fase de construcción y próximos a ser energizados. 

De manera paralela, la compañía prevé participar activamente en la licitación “AlmaGBA” lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación, que busca adjudicar sistemas de almacenamiento con capacidad de descarga de cuatro horas y potencias entre 10 MW y 150 MW para paliar la situación crítica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

El cronograma prevé la apertura de sobres A el 19 de mayo y la adjudicación el 27 de junio, mientras que los proyectos deberán estar operativos en enero de 2027, con habilitación comercial hasta diciembre de 2028. Y desde la compañía ya reconocieron conversaciones con empresas generadoras para suministrar sus soluciones. 

El enfoque de Huawei en este segmento va más allá de la potencia instalada. La empresa pone especial énfasis en la transferencia tecnológica, apostando a que el mercado comprenda todas las funciones posibles que pueden brindar las baterías en una red moderna.

“Como tecnólogos tenemos que llevar el conocimiento a todos los clientes actuales o potenciales clientes, que vean cuáles son los usos de las baterías, ya que la tecnología puede entregar muchísimas más funciones de regulación de frecuencia y de tensión, hacer grid forming y más”, apuntó Lomello. 

Este posicionamiento como proveedor de soluciones completas es posible gracias a la integración vertical de componentes, ya que provee la solución para conectar en media tensión y la compañía tiene su propio PPC y MS.

“Además, seguimos la filosofía y diseño de tecnología de string, por eso mantenemos los PCS del orden de 200 kW haciendo una solución eficiente de muy baja tasa de falla y asegurando disponibilidad por encima del 99,99%”, subrayó solution manager de Huawei Digital Power.

Y más allá de la energía solar y el almacenamiento, el fabricante chino expande su presencia en el ecosistema energético regional con nuevas líneas de innovación. Actualmente cuenta con soluciones de data centers modulares y carga de vehículos eléctricos ya implementadas en Uruguay y Paraguay, y en etapa de preparación para ser introducidas en Argentina.

Por lo que con esta visión tecnológica integrada, una plataforma robusta de soluciones y una estrategia enfocada en el crecimiento sostenible, Huawei Digital Power busca trasladar su liderazgo solar al mercado de baterías, consolidándose como un socio clave en la transición energética de Argentina.

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Great Power da un paso estratégico en Latinoamérica. Tras años de operar como proveedor de baterías para múltiples sectores, la compañía china acelera su ingreso al mercado regional con marca propia, con el objetivo de posicionarse como uno de los líderes en almacenamiento energético. 

Con ocho giga-factorías en China, una en Vietnam y una en desarrollo en Tailandia, la empresa asegura estar preparada para afrontar con solvencia la demanda del continente como tier – 1 en soluciones BESS. 

“Con todo este panorama, nos hemos posicionado como el segundo fabricante de almacenamiento de China para el sector comercial – industrial y será uno de los focos que la compañía tendrá en América Latina”, afirmó Jaime Gómez, business director LATAM de Great Power.

El interés particular en dos segmentos: el de gran escala para proyectos de generación y el sector comercial-industrial. En este último caso, se apuesta por soluciones más compactas y adaptadas a las necesidades específicas de empresas que buscan reducir picos de consumo y maximizar el arbitraje energético.

“Este año nos gustaría comenzar con suministros en LATAM para utility scale y tener proyectos cerrados y primeras experiencias. Mientras que para el sector comercial-industrial, llevaremos adelante la iniciativa para acercar los productos al mercado y que se los pueda conocer en uso real. Queremos que sea una realidad en 2025”, agregó el especialista en diálogo con Energía Estratégica.

En el caso de utility scale, la compañía ofrece un contenedor de hasta 5,015 MWh de capacidad de almacenamiento, adaptable a inversores de distintos fabricantes, dependiendo del proyecto. 

En tanto que para el segmento comercial-industrial, Great Power presenta dos modelos principales. El primero consiste en gabinetes sin inversor integrado, con una potencia que oscila entre 300 y 400 kWh, lo que les permite adaptarse a diversas configuraciones del mercado. 

El segundo es un gabinete de 260 kWh con PCS (Power Conversion System) integrado, concebido como una solución plug and play, diseñada para facilitar su implementación en campo.

¿Cómo se prevé el posicionamiento en LATAM? 

El mapa regional ya está trazado. La compañía tiene operaciones activas o en desarrollo en Chile, Argentina y Brasil, y se encuentra explorando oportunidades en Perú, Colombia, México, Centroamérica y el Caribe.

En Chile, Jaime Gómez destacó el avance regulatorio para incorporar baterías que estabilicen el sistema eléctrico ante el crecimiento renovable y los niveles de curtailment ERNC, de modo que Great Power ya se encuentra cotizando en dicho país. 

En Argentina, la empresa ve una oportunidad concreta con la licitación de 500 MW lanzada por la Secretaría de Energía, convocatoria que estará abierta hasta mayo, a fin de instalar baterías en las redes de Edenor y Edesur para resolver la situación crítica de diversos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

“Estamos apoyando varios proyectos con ofertas. Y de igual manera Brasil resulta muy interesante. Brasil, tanto en la parte comercial e industrial como utility, ya que también se prevé el lanzamiento de una subasta de reserva de capacidad en baterías y queremos estar presentes”, confió el business director LATAM de Great Power.

De todos modos, con una visión pragmática del mercado, el ejecutivo reconoció que el despliegue del almacenamiento enfrenta desafíos técnicos y comerciales, principalmente vinculados a un proceso de aprendizaje que involucre a desarrolladores, integradores, inversores y fabricantes.

Además, consideró que el sector necesita avanzar hacia una estandarización de garantías técnicas y comerciales, que permita reducir la incertidumbre en las decisiones de inversión. “El mercado debe comenzar a establecerse en cuanto a rangos comerciales y técnicos”, sostuvo Gómez.

“Estamos hablando de muchos gigavatios en los próximos pocos años”, concluyó aludiendo que la apuesta de Great Power por Latinoamérica responde a una lectura clara del contexto energético, en donde los sistemas de almacenamiento jugarán un rol cada vez más determinante en los próximos años.

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Con más de 15 años de experiencia en diseño, ingeniería y fabricación de trackers fotovoltaicos, Trina Tracker se posiciona como uno de los grandes proveedores del sector solar a escala global. 

La empresa ya cuenta con 30 GW de proyectos a nivel internacional y 6 GW en América Latina, mientras que en Argentina se prepara para concretar un hito clave: alcanzar 1 GW de productos suministrados para proyectos renovables.

“Este año llegaremos a los 1000 MW de potencia instalada, lo cual será un logro muy importante para la empresa”, aseguró Santiago Ballester, head of sales de Trina Tracker, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“El 2024 lo cerramos de gran manera, concentrando entre  el 40 – 50% del volumen de proyectos solares del año en Argentina, y queremos consolidar ese liderazgo profundizando nuestras relaciones con los clientes que trabajamos”, agregó. 

Mientras que para 2025, la empresa proyecta continuar expandiendo su presencia tanto en gran escala como en generación distribuida, con proyectos de 5-10 MW de capacidad en este último segmento tras la ampliación del límite de potencia, bajo la ley N° 27424. 

El portfolio de la compañía se estructura en tres líneas principales: Vanguard 1P, Vanguard 2P y FixOrigin. Los dos primeros son trackers monofila, con disposición de paneles 1B y 2B respectivamente, mientras que FixOrigin corresponde a estructuras fijas disponibles en múltiples configuraciones y longitudes de mesa. 

En el caso particular de Argentina, el Vanguard 1P es el producto con mayor penetración en el mercado por su versatilidad y eficiencia, debido a un diseño optimizado para las condiciones locales de viento y se adapta bien a terrenos con pocas restricciones de espacio. 

“Es un tracker muy versátil y tiene un costo por MW instalado bastante menor que el Vanguard 2P”, destacó Ballester ante un auditorio de más de 500 líderes de la industria renovable de la región, aclarando que gracias a su ingeniería, puede operar con un solo motor en longitudes de hasta 110 metros, lo que simplifica el montaje, reduce tiempos de instalación y disminuye la posibilidad de fallas.

Otro diferencial relevante es la capacidad de protección ante condiciones climáticas extremas. El Vanguard 1P permite posiciones de seguridad frente al viento en 30 y 60 grados, las mismas que se utilizan frente a eventos de granizo, ofreciendo una protección adicional a los módulos. 

“Al posicionar el tracker frente a altos vientos y posiciones de granizo en la misma posición diagonal, genera un beneficio de menor riesgo de rotura de paneles frente a ese tipo de eventos climáticos”, explicó el ejecutivo. 

La innovación de Trina Tracker no se limita al hardware. La empresa también desarrolla soluciones digitales que elevan la eficiencia operativa de sus sistemas, incluyendo un software de monitoreo y control que permite gestionar los trackers desde una computadora, como también un algoritmo de seguimiento con inteligencia artificial que optimiza el rendimiento energético del sistema. 

Esta herramienta puede incrementar la generación “entre un 3% y un 8%”, dependiendo de las condiciones locales del proyecto, lo cual representa un valor agregado significativo.

En este contexto, Trina Tracker enfoca su estrategia en profundizar la relación con los clientes actuales y ampliar su participación de mercado con soluciones adaptadas a las condiciones particulares del país, integrando ingeniería robusta, tecnología inteligente y un servicio de alto nivel.

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Con operaciones en América y Europa, la empresa Telener 360 apuesta a transformar la fase inicial de los proyectos renovables con tecnologías propias y un fuerte posicionamiento en soluciones que optimicen las mediciones eólicas y solares.

Máximo Iaconis, country manager Argentina de la compañía, insiste en que los países de la región cuenten con estrategias nacionales para estandarizar mediciones y trazar un mapa eólico que permita avanzar con mayor precisión y eficiencia.

“Contar con un mapa eólico elimina la necesidad de colocar torres de medición en sitios que después no funcionan. El estado tiene que intervenir para lograr el mapa eólico nacional a través de torres de medición y equipos LIDAR (Light Detection and Ranging) para favorecer a los tecnólogos y al sector eólico”, afirmó instando a copiar el modelo que ya implementa Chile.

“También es muy importante que las grandes empresas apoyen a las PyMEs en la cadena de pagos y fianzas, ya que en definitiva éstas son las que construyen los proyectos”, planteó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Desde su experiencia, la ausencia de una base de datos confiable y de alcance nacional genera demoras, costos innecesarios y errores en la ubicación de infraestructuras clave. Y cabe recordar que Telener 360 se dedica al diseño, fabricación, instalación e instrumentación de torres meteorológicas para medir recurso eólico y solar. 

Por lo que su enfoque técnico se combina con una visión de desarrollo que prioriza tanto la ingeniería de precisión como el fortalecimiento de la cadena de valor local.

En ese marco, la empresa está desarrollando una serie de innovaciones tecnológicas con impacto directo en los costos y tiempos de instalación. Una de ellas es un sistema Power Bank alimentado por tecnología eólica, solar y celdas de metanol, diseñado específicamente para permitir el funcionamiento autónomo de equipos LIDAR en sitios remotos.

Esta innovación se integra a otras soluciones que ya están siendo implementadas, como una nueva torre de medición de recurso solar auto-izable, de manera facilitar la instalación, disminuir el costo y no requerir permisos para trabajar en altura. 

“Se instalan todos los piranómetro y demás sensores de presión – humedad a nivel de suelo y luego se iza a la altura deseada. Tratamos que la eólica sea más competitiva desde la fase inicial al  desarrollar torres hasta 100 metros que sean auto-izables y complementarlo con tecnología LIDAR”, detalló Iaconis. 

“De esa esa manera podemos medir hasta 200 metros y ahorrar en la estructura de la torre básicamente, lo que contribuye a disminuir el precio total del proyecto eólico”, añadió durante FES Argentina. 

La tecnología LIDAR es clave para Telener 360 en la estrategia de reducir costos y aumentar la cobertura de medición, especialmente en terrenos complejos, donde la instalación de torres es difícil o costosa. 

“En esos casos rotamos los sistemas LIDAR para mapear el terreno”, comentó Iaconis, con el foco puesto en cubrir más áreas sin necesidad de una torre física en cada punto y optimizar el uso de recursos técnicos y económicos.

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En sesión de la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, se aprobó la resolución definitiva con la que se permitirá la implementación de Comunidades Energéticas a más de 500.000 familias para que, de manera comunitaria, puedan generar y vender su energía a la red, dando un paso más al desarrollo de economías populares.

Bajo los lineamientos listados en la Resolución CREG 101 072 de 2025, los miembros de las Comunidades Energéticas podrán participar de mecanismos colectivos de generación que promueven un uso eficiente de la energía. La nueva normativa pretende habilitar al menos un gigawatio (GW) adicional de capacidad instalada a partir de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable –FNCER-, y contribuir al incremento de usuarios con infraestructura de medición avanzada a nivel nacional.

El ministro de Minas y Energía, Edwin Palma afirmó que “esta medida permitirá darle paso a la democratización y descentralización de la energía, donde los usuarios son el centro del desarrollo energético, ya que además de tener una energía verde sostenible recibirán ingresos producto de comercializar los excedentes de energía”.

La armonización regulatoria de las comunidades energéticas representa un hito en la historia del mercado de energía eléctrica del país, debido a que se incorpora una innovación regulatoria clave: la agregación virtual de fronteras que permitirá la integración de usuarios, aunque estén geográficamente dispersos, siempre que se encuentren dentro del mismo mercado de comercialización y sistema de distribución local. Esto abre nuevas oportunidades para el desarrollo de comunidades energéticas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Zonas no Interconectadas (ZNI).

Las comunidades energéticas se constituyen como una herramienta de transformación social que garantizan la democratización del acceso a la energía limpia, la justicia energética y fomentan la organización social, el empoderamiento ciudadano y la generación de ingresos a través de esquemas productivos sostenibles.

De acuerdo con el Ministerio de Minas y Energía se trata de una decisión histórica para el sector energético colombiano. “Con la implementación de las Comunidades Energéticas en los barrios eléctricamente subnormales y zonas especiales del Caribe colombiano, los usuarios aliviarán el costo de su tarifa porque estos paneles solares serán subsidiados por fondos del Gobierno Nacional. Desde este modelo, le hago un llamado a alcaldes y autoridades locales para que adelanten los procesos de democratización de la energía a través de las Comunidades Energéticas”, agregó el ministro Palma.

En este sentido, MinEnergía seguirá avanzando hacia un modelo energético más inclusivo, descentralizado y resiliente que pone en el centro a las personas, apostándole a la transformación de los territorios.

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El sector energético mexicano continúa consolidándose como un terreno fértil para nuevas inversiones en energías limpias. En ese contexto, DIPREM Global, empresa especializada en la provisión de personal y mano de obra altamente calificada, participa activamente proponiendo acciones clave para acompañar la transición energética.

Durante el evento Future Energy Summit México (FES México), Paola Forero, gerente comercial de DIPREM, destacó la necesidad de que, en este nuevo sexenio, el Gobierno federal refuerce los beneficios para acelerar el despliegue no sólo de tecnologías renovables sino también de almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

“Agregaríamos el tema de incentivos estratégicos tanto fiscales como financieros para estos proyectos de almacenamiento e hidrógeno”, manifiesta Forero. A su vez, subraya que una política pública eficaz deberá contemplar el despliegue de redes inteligentes que integren estas tecnologías, facilitando la complementariedad entre energías renovables y sistemas de respaldo.

Otro eje clave es el fortalecimiento del capital humano. Para DIPREM, el desarrollo tecnológico no puede desvincularse de la formación de profesionales en el rubro: “Algo que me parece muy importante para finalizar es el apoyo del Gobierno a todo lo que es innovación y desarrollo del talento en el sector”, enfatiza la comercial.

Nuevos modelos de negocio en expansión

DIPREM identifica diversas oportunidades para la iniciativa privada, muchas de ellas aún poco exploradas. Forero destacó proyectos de envergadura en el segmento industrial como una clave: “Sobre descarbonización industrial a través del hidrógeno, creo que hay que impulsar más esto. Seguramente ahí hay muchas oportunidades”.

También observa potencial en comunidades inteligentes y sistemas de autoconsumo eficiente. Según la vocera, estas experiencias autosuficientes con renovables representan un modelo replicable en múltiples territorios. “En todas las comunidades que son autosuficientes con proyectos renovables hay una buena oportunidad”, sostuvo.

Por otra parte, consideró que la consultoría especializada en renovables es un segmento en expansión. “Ahí también hay una buena oportunidad, tanto para los inversionistas que muchos desconocen temas de México, como para los mismos locales”, puntualizó Forero, aludiendo a la creciente demanda de acompañamiento técnico y normativo en el país.

En cuanto a los aspectos operativos de los proyectos, DIPREM impulsa el uso de plataformas tecnológicas para la gestión documental de contratistas. La firma considera que este tipo de soluciones impacta directamente en la eficiencia de la ejecución.

“La importancia de implementar una plataforma tecnológica dentro de los proyectos de renovables o almacenamiento ayuda a optimizar sus procesos”, explicó Forero, señalando que la digitalización permite garantizar la seguridad y confidencialidad de la información, automatizando tareas críticas y asegurando el cumplimiento normativo en cada país.

“Cuando delegan lo que no es lo suyo y lo implementan en una plataforma donde va a estar alojada toda su información y la de sus contratistas, creo que ahí ya están siendo muy eficientes”, afirmó.

El escenario actual respalda la visión de crecimiento. Según datos de ASOLMEX, la tecnología fotovoltaica ya supera los 12,5 GW de capacidad instalada en México, de los cuales 8,1 GW corresponden a gran escala y 4,4 GW a generación distribuida. En paralelo, la capacidad eólica alcanza los 7.782 MW, representando 8,67% de la matriz eléctrica, de acuerdo con AMDEE.

De allí, la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico estima que los privados podrán adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de energías renovables al 2030. Además, el PRODESEN 2024-2038 proyecta una incorporación de 13,5 GW en sistemas de almacenamiento al 2038, con 5 GW previstos solo hasta 2028.

En este entorno dinámico, la apuesta de empresas como DIPREM por la innovación tecnológica y el talento se vuelve fundamental para la maduración de un sector productivo en ascenso.

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BLC Power Generation proyecta un 2025 marcado por la creciente incorporación de baterías, ya sea stand-alone o vinculados con proyectos de generación renovable, así como por un avance firme en la hibridación entre distintas tecnologías. 

“Es la tendencia más fuerte de mercado que observamos, al igual que la hibridación de plantas, la mezcla de tecnologías con solar-térmico y solar-eólico”, manifestó Sebastián García, director comercial de la empresa, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

“También hay una tendencia importante a centralizar la operación de varios activos desde un mismo lugar y la tecnología jugará un rol fundamental, como por ejemplo Inteligencia artificial. Y desde BLC Power Generation la estamos intentando orientar y darle un objetivo concreto, que es descargar la carga cognitiva de los operadores o los gestores de activos para un mejor funcionamiento de las centrales”, agregó. .

Además, la expectativa para el 2025 es de mayor volumen de proyectos que en 2024, tanto en cantidad como en escala de potencia. Según García, esto se debe a una evolución natural del mercado, con empresas más consolidadas y preparadas para desplegar desarrollos más ambiciosos. 

En ese escenario, BLC Power Generation busca consolidar sus productos y servicios para responder a esa demanda de mayor escala. 

Tal es así que durante los últimos siete años, la compañía ha alcanzado un hito histórico al intervenir en más de 600 plantas de generación. Ha instalado más de 30 GW de capacidad y su equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a instalaciones que suman más de 13 GW, garantizando eficiencia y confiabilidad en las operaciones. 

Asimismo ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos, lo que le ha permitido posicionarse como referente en la provisión de soluciones inteligentes para el control de plantas de energía.

Este crecimiento viene acompañado de una fuerte expansión regional, con operaciones en curso en distintos países de América y la apertura de nuevos mercados. El respaldo de los clientes ha sido determinante para alcanzar proyectos de gran escala, como el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en Argentina, la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College —desarrollada junto a Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos—, y el Ecoparque Solar de la Refinería de Ecopetrol en Colombia.

Desde la perspectiva del negocio, García también observa con optimismo la desregulación del mercado argentino y los nuevos lineamientos que impulsa la Secretaría de Energía de Argentina, que bajo el juicio del especialista, ayudará a destrabar el mercado e impulsar proyectos que en algún punto estaban frenados, lo que contribuirá a generar previsibilidad que Argentina necesita para diseñar y ejecutar parques de forma más planificada.

Sin embargo, también adviertió sobre los desafíos que enfrenta la industria en este contexto, producto de la imprevisibilidad que el país mantuvo y que ha sido un factor que condicionó el desarrollo de soluciones tecnológicas a escala, aunque la empresa ha logrado sortearlo gracias a su estrategia flexible y su visión regional.

“Desde BLC Power Generation estamos terminando de consolidar los productos y los servicios para otra escala de proyectos en términos de potencia y para atender las tendencias de la incorporación de baterías e hibridación de plantas de distintas tecnologías de generación”, subrayó Sebastián García. 

“Después estamos también en un proceso de expansión regional muy importante, trabajando en en otros países de la región y aperturando nuevos”, continuó. 

¿Hace falta más control y seguridad en las plantas de energía renovables?

Para BLC Power Generation, uno de los grandes desafíos actuales es el fortalecimiento de la ciberseguridad en las centrales renovables, considerando que prácticamente todos los equipos están hiperconectados a la red. 

Esta condición convierte a las plantas en blancos expuestos ante cualquier ciberataque, lo que implica riesgos tanto para la infraestructura como para el sistema eléctrico interconectado, por lo que desde la compañía sostienen que la seguridad debe ser tratada desde el diseño mismo del proyecto. 

“Desde un comienzo se le tiene que dar un tratamiento especial a ese tema”, destacó el director comercial. En este sentido, la empresa desarrolla soluciones que no solo mejoran la operación, sino que también refuerzan los estándares de seguridad exigidos en el sector, alineando sus productos a las exigencias normativas de cada país.

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En el marco de Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), Luciano Silva, BESS Product & Engineering Manager LAC de Trina Solar, aseguró que la compañía espera una baja significativa de los costos de inversión (CAPEX) en proyectos que integren solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías, gracias a su modelo de fabricación completamente integrado.

“Esperamos que eso agregue bastante valor al proceso de licitación en Argentina”, expresó Silva, en relación a la reciente convocatoria pública lanzada por la Secretaría de Energía del país.

La iniciativa denominada “Almacenamiento AlmaGBA” apunta a adjudicar 500 MW de potencia en BESS (Battery Energy Storage Systems), con cuatro horas de almacenamiento por ciclo completo de descarga, y será instalada en redes de Edenor y Edesur. Con ello se busca aliviar puntos críticos de la red eléctrica del AMBA y mitigar la posibilidad de cortes durante los meses de alta demanda.

Silva destacó que la empresa no solo es reconocida por su trayectoria en fabricación de módulos fotovoltaicos, sino también por su proceso de integración horizontal hacia el ámbito de almacenamiento energético en baterías. “Hoy día somos fabricantes de baterías desde celdas hasta contenedores”, subrayó. Esta capacidad de producción end-to-end permite a Trina controlar estrictamente su cadena de suministro, costos y calidad del producto final.

Ventajas diferenciales 

Trina Solar pone especial énfasis en el valor agregado que su integración vertical ofrece al mercado: “Fabricamos las celdas, los módulos y los contenedores de batería en el mismo lugar”, explicó Silva, lo que impacta positivamente en el precio final y en la competitividad frente a actores que dependen de múltiples proveedores.

Además, esta estrategia productiva permite a la empresa ofrecer garantías extendidas de hasta 24 años, especialmente relevantes para los casos de uso planteados en la licitación AlmaGBA. “Cuando ustedes ven las curvas de degradación y las propuestas económicas de batería, no es simplemente una curva indicativa. Es una curva contra la cual los proveedores tenemos la capacidad de ofrecer garantías extendidas”, sostuvo.

Trina también contempla acompañar a los clientes durante todo el ciclo de vida del proyecto. “Tenemos la capacidad no solo de ofrecer un catálogo de garantías de performance y de producto extendidas hasta por 20 años o más, sino que también podemos celebrar contratos de mantenimiento de largo plazo con alta flexibilidad”, afirmó Silva.

Esta propuesta integral incluye servicios de ingeniería y soporte técnico, especialmente útil en mercados como el argentino, donde varios actores están ingresando por primera vez a la tecnología BESS. En ese sentido, Trina pone a disposición su equipo técnico local: “Hoy día tenemos más de 15 personas exclusivamente dedicadas a BESS en Chile, dispuestos a asesorarlos técnicamente”.

Diseño, grid forming y contexto de licitación

En relación con los aspectos técnicos que deben considerarse para la licitación, el ejecutivo insiste en la importancia de realizar un dimensionamiento serio y una planificación detallada: “Esto no es simplemente seleccionar un número de baterías o inversores. Hay que hacer cálculos, tomar consideraciones de compensación de potencia reactiva, revisar bien los requerimientos de las redes”, detalló.

Silva también llama a tratar con seriedad el concepto de grid forming, una capacidad cada vez más demandada en sistemas de almacenamiento, pero aún con escasa reglamentación en varios países de la región. “Grid forming es un catálogo de capacidades y hay que hacer un diseño conforme a qué capacidades alguno quiere. La mayoría de nuestros mercados eléctricos latinoamericanos hoy día no tienen una contraprestación económica con respecto a estas capacidades”, comentó.

La licitación AlmaGBA representa un paso clave para el mercado argentino. La presentación de ofertas está abierta hasta el 19 de mayo de 2025, cuando se realizará la apertura de sobres A. La apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio, y la adjudicación se dará el 27 del mismo mes, con firma de contratos a partir del 30 de junio. Los proyectos deberán entrar en operación comercial a más tardar el 31 de diciembre de 2028, aunque se espera que comiencen a computar contratos desde el 1 de enero de 2027.

Desde Trina, creen que esta licitación será clave para movilizar el mercado BESS utility-scale en el país. “Esto puede gatillar efectivamente los primeros despliegues de BESS en Argentina”, afirma Silva.

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Chemik, empresa con 25 años de experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, consolida su estrategia tecnológica en el mercado solar global con innovaciones que permiten ahorrar hasta un 5% del capex total de las plantas fotovoltaicas. 

Esta apuesta por la eficiencia se refleja en sus productos más recientes y en su fuerte presencia en Latinoamérica y Europa, y desde la dirección de la empresa aseguraron que el enfoque en investigación y desarrollo es uno de sus pilares. 

“Tenemos muy interiorizado el I+D en la empresa, acompañando a los países en el crecimiento tecnológico, ya que debemos garantizar que los clientes tengan un producto seguro, duradero en el tiempo y que optimice los los costes de capex y opex”, manifestó Héctor Erdociain, CSO & CTO de Chemik, durante la cumbre Future Energy Summit (FES) Argentina.

Chekness es uno de los productos insignia que ya lleva 4 GW instalados desde su lanzamiento en 2022. Se trata de una solución no invasiva que monitoriza la corriente en los cables de los strings fotovoltaicos sin necesidad de desconexión y que se alimenta de su propio módulo solar, lo que reduce significativamente los tiempos y costos operativos. 

Y la empresa ha logrado fidelizar a clientes, entre ellos un desarrollo de 200 MW con almacenamiento en Puerto Rico, bajo la norma UL 891; además que inició  el suministro para un mega proyecto en Perú, lo que refuerza su posicionamiento en la región. 

“Vamos a suministrar a un parque renovable de 465 MW en Perú, el cual es impulsado por un promotor que había construido 135 MW en España y consideró que es la mejor tecnología para ir a Perú”, indicó el directivo.

“A ello se debe añadir que otro cliente nos pidió 1,2 GW de este producto, siendo un hito muy importante para Chemik Group”, indicó Erdociain frente a más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica. 

Por otra parte, el String Plus, lanzado en 2024, permite optimizar la configuración de los strings, evitando la tensión de circuito abierto y aumentando su capacidad. Ajuste técnico que permite ahorros concretos en trackers, cableado, zanjas y cajas, lo que se traduce en una reducción del 4% al 5% en el precio de mano de obra y en el capex total de la planta.

Además, desde Chemik consideran que los sistemas de almacenamiento son ya una necesidad técnica y económica, más allá de los marcos normativos actuales, por lo que remarcaron la importancia de anticiparse a futuros inconvenientes vinculados a curtailment, variabilidad y posibles cortes eléctricos.

“Ya está el punto para poder instalar ese tipo de sistemas, lo único necesario es el marco regulatorio. Y me alegra que en Argentina se hagan las cosas a tiempo porque, por ejemplo en España aún se sufre porque no está claro el mercado de capacidad y se retrasa la instalación de proyectos BESS”, apuntó haciendo alusión a la licitación de baterías de 500 MW del mercado local. 

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El Ministerio de Minas y Energía publicó el proyecto de resolución que establecerá el procedimiento para la asignación de áreas, así como los requisitos y condiciones para la evaluación, exploración y explotación del hidrógeno blanco y otros gases o sustancias asociadas en el territorio colombiano.

Desde el 2 hasta el 17 de abril de 2025, el documento estará disponible para consulta pública y recepción de comentarios, como parte del proceso de participación ciudadana previsto por la Ley 1437 de 2011. La presentación se realizó durante el Cuarto Congreso Internacional de Hidrógeno, organizado por la Asociación de Hidrógeno de Colombia y el Consejo Mundial de Energía – WEC Colombia.

El hidrógeno blanco, también denominado hidrógeno geológico, es una fuente de energía que se genera de manera natural en el subsuelo por procesos físicos y químicos como la radiólisis del agua, la actividad volcánica o la fricción en fallas tectónicas. Se encuentra en su forma natural como gas libre en distintos ambientes geológicos y, por su bajo impacto ambiental, ha sido reconocido como una Fuente No Convencional de Energía Renovable (FNCER) en Colombia.

El proyecto normativo define el esquema mediante el cual el Ministerio o la entidad delegada podrá otorgar autorizaciones para desarrollar proyectos en tres fases: estudios de evaluación, exploración y explotación. También se establece un mecanismo de nominación de áreas por parte de los interesados, además del inventario oficial que elaborará la entidad.

Los desarrolladores deberán demostrar capacidad jurídica, técnica y financiera, además de presentar un programa técnico-financiero, cronograma de actividades y la llamada curva S de seguimiento, que refleje el avance esperado del proyecto.

Las actividades contempladas incluyen gasometría, perforación de pozos estratigráficos, análisis geoquímicos, exploración sísmica, caracterización geológica y geoquímica del subsuelo, así como la elaboración de modelos geológicos para sustentar la estimación del potencial del recurso.

La propuesta normativa se fundamenta en las disposiciones de la Ley 1715 de 2014, modificada por la Ley 2099 de 2021 y la Ley 2294 de 2023, que incorpora al hidrógeno blanco como FNCER. A su vez, el Decreto 2235 de 2023 otorga al Ministerio la facultad para definir lineamientos técnicos, económicos, sociales y ambientales aplicables a este tipo de proyectos.

La resolución también recoge elementos del CONPES 4075 de 2022, que orienta la política de transición energética en Colombia e identifica al hidrógeno como un vector clave para la descarbonización del transporte, la industria y el sector eléctrico.

Perspectiva técnica e internacional

El hidrógeno blanco ha sido objeto de creciente interés internacional por su potencial como energético limpio. Países como Francia, Estados Unidos, Rusia, Australia y Brasil han avanzado en su exploración y evaluación comercial. En Colombia, estudios preliminares han identificado zonas con condiciones favorables en el Valle del Cauca, los Llanos Orientales y Putumayo.

Las metodologías utilizadas combinan imágenes satelitales, muestreo geoquímico, estudios sísmicos, perforación y análisis de gases, con el objetivo de localizar y caracterizar las acumulaciones naturales del recurso.

Participación ciudadana y próximos pasos

El Ministerio invita a empresas, gremios, academia, comunidades y ciudadanía en general a enviar observaciones al borrador normativo hasta el 17 de abril de 2025 al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co, utilizando el formato editable dispuesto en el sitio oficial.

El documento busca ofrecer certeza jurídica y técnica para el desarrollo de este nuevo segmento energético, con un enfoque gradual que permita ajustar los mecanismos conforme avance el conocimiento del recurso y su viabilidad comercial en el país.

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Queda poco más de un mes para que se presenten las ofertas de la licitación “AlmaGBA”, que prevé adjudicar 500 MW en sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) en nodos eléctricos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). 

Desde Aires Renewables analizaron con precisión sus implicancias técnicas y estratégicas, como también los puntos claves que definirán el rumbo de la convocatoria que cierra a mediados de mayo y que se prevé adjudicar hacia finales del mes de junio. 

“Esta es la primera licitación de almacenamiento en toda Latinoamérica. Así como en el Programa RenovAr llegamos 10 años tarde, acá Argentina llega a tiempo con el mundo”, destacó Diego Werner, director técnico de Aires Renewables, como señal  positiva para el sector, tanto por la escala de la licitación como por su carácter pionero en la región.

“Es factible que esta primera licitación no tenga todos los condimentos que uno quisiera o que se necesitan porque todo el sector está aprendiendo, desde CAMMESA, desarrolladores e IPPs. Pero si la licitación funciona bien o es un paliativo de alguna manera de los problemas que sufre el AMBA, sobre todo en verano, este tipo de convocatoria debería extenderse a un montón de otras regiones  donde haya cooperativas o distribuidoras eléctricas fuertes capaces de firmar contratos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Esto significa recurrir a mecanismos de almacenamiento para mejorar la calidad de la red, con inversiones menores y muy rápidas, porque se pueden instalar en menos de seis meses. Y que serviría como solución parcial o intermedia para inyectar nueva potencia.

De todos modos, la expectativa generada se ve atenuada por factores de incertidumbre y restricciones operativas, principalmente porque el margen para presentar nuevos proyectos es muy reducido. Por lo que aquellos players que ya tengan un predio o un terreno cerca de alguno de los nodos que definió CAMMESA podrían contar con ventaja para desarrollar las propuestas. 

Además, otro de los principales obstáculos identificados por Aires Renewables es la falta de definición contractual, dado que aún no se ha publicado el modelo de contrato ni los mecanismos de garantía. 

“Puede haber mucho interés, pero hasta que no se sepa qué contrato se firmará y cuáles son los mecanismos de garantía que CAMMESA extenderá por sobre Edenor y Edesur, por lo que el interés siempre va a ser parcial”, planteó Werner. 

En ese sentido, advirtió que quien espere hasta tener certezas jurídicas podría perder la oportunidad, sino que resulta importante avanzar en paralelo a la espera de que en algún momento se clarifique la situación. 

Respecto al perfil de las propuestas, el director técnico de Aires Renewable identificó que los proyectos se dividirán en dos grandes categorías: gran escala entre 80 y 150 MW de potencia, y otros más pequeños que oscilarían entre 15 y 30 MW. 

Incluso, la de  consultora elaboró un mapa interactivo de los nodos de conexión y su información más relevante dentro del Área Metropolitana de Buenos Aires, como plataforma estratégica para maximizar el valor de los proyectos. 

Para el grupo utility scale aclaró que tiene un condicionante logístico de peso vinculado al transformador, ya que éstos hoy tiene un plazo de entrega de 12 a 14 meses y, por tanto, un proyecto de gran escala será «muy difícil” que esté en operación en enero del 2026. 

En contraste, señala que las iniciativas de menor escala pueden ejecutarse más rápidamente y, además, capturar un incentivo económico clave que puede alcanzar hasta el 25% de factor de mejora en la tarifa.

Y cabe recordar que, según el pliego de bases y condiciones, la licitación contemplará el pago de la energía suministrada de 10 USD / MWh, en tanto que el valor máximo de adjudicación se estableció en 15.000 USD / MW-mes, con ajustes vinculados al cumplimiento de horas comprometidas y validadas.

Aires Renewables también observa con atención la evolución de costos en tecnologías de almacenamiento, lo que podría acelerar su adopción masiva. “Es muy notorio lo que las baterías están bajando de precio, en hasta 75% en los últimos tres años y creo que seguirá a la baja”, sostuvo Werner. 

Con base en esa tendencia, proyecta una transición hacia energía firme de origen renovable en el corto plazo, gracias a parques híbridos que cuenten con generación ERNC con sistemas BESS, aportando flexibilidad y firmeza para el sistema. 

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México posee un potencial eólico offshore estimado superior a los 200 GW, pero actualmente no tiene ningún proyecto operativo en esta tecnología. Para acortar esa brecha, la empresa Telener360, fundada hace una década en León, Guanajuato, impulsa una campaña pionera de medición con el objetivo de reducir la incertidumbre técnica y financiera que limita el desarrollo de parques eólicos costa afuera.

El CEO de la compañía, Luis Rafael Ordoñez Segura, explicó que el proyecto consistirá en instalar una torre flotante equipada con LiDAR y anemómetros, diseñada para validar las mediciones del recurso eólico. “La idea es poder correlacionar esas mediciones con una torre a 15 metros con anemómetros en punta para ir validando y bajar ese nivel de incertidumbre o de cálculo que estamos haciendo”, precisó.

La iniciativa, que se presentó durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), ya había resultado atractiva para tres empresas internacionales —una canadiense y dos estadounidenses— que consideraron estratégico el avance del país en este sentido. “Cuando lanzamos este proyecto que lo hicimos en una simulación, tres empresas ya estaban muy interesadas para entrar al proyecto”, reveló Ordoñez Segura.

De allí, desde Telener360 han adoptado metodología internacional para aplicarla en el contexto mexicano, empezando por costas en el estado de Tamaulipas. El objetivo: definir con precisión las zonas con mejor potencial offshore, disminuyendo el “gap” actual entre estimaciones generales y mediciones específicas.

“Definitivamente hay un área muy interesante… también tenemos zonas como en el Istmo muy viables hoy en día”, indicó el CEO de Telener360 en FES Mexico.

Aunque México aún no ha desarrollado parques eólicos offshore ni una regulación que los enmarque, hay referencias cercanas en la región que sirven como modelo. “En efecto en México no tenemos offshore pero sí hay experiencias muy muy a temprana edad en Brasil y en Colombia”, señala el CEO.

Mirada a futuro para la eólica en México 

Aunque las condiciones naturales y geográficas son propicias, existen desafíos que pueden limitar el crecimiento de la energía eólica en México. Para Ordoñez Segura, los factores sociales y políticos jugarán un rol cada vez más determinante en la implementación de proyectos eólicos. “El factor gubernamental va a marcar mucho la pauta para poder determinar qué porcentaje sí pudiéramos alcanzar”, advirtió.

Según la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico, los actores privados podrán adicionar entre 6.400 MW y 9.550 MW de generación renovable al 2030. Para Ordoñez Segura, el contexto actual puede ser favorable si se establecen reglas comprensibles para inversionistas y actores del sector.

También destacó la necesidad de establecer estrategias de comunicación más efectivas con el Gobierno y la sociedad para fortalecer el respaldo a los proyectos del sector. “Creo que es importante nosotros como asociación hacer estrategias de comunicación más apropiadas para que el Gobierno nos vea cada vez mejor como unos actores que realmente podemos marcar una pauta muy positiva para el país”, concluyó.

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Argentina configura un ecosistema propicio para el desarrollo de proyectos solares de gran escala, donde convergen transformaciones regulatorias, nuevos esquemas de comercialización energética y licitaciones clave como la de almacenamiento por 500 MW. Así lo considera Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar, quien en el marco del Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), brindó una visión optimista sobre las oportunidades que se abren para los fabricantes de módulos fotovoltaicos en este país.

“Lo que nos da es la visión de un mercado que empieza a dinamizar, que empieza a ser más complejo y que empieza a traer otro tipo de oportunidades con agentes o ‘players’ con envergadura que empiezan a desarrollar proyectos”, sostuvo el ejecutivo. Según Contreras, esta evolución no solo diversifica a los actores involucrados, sino que introduce tipologías de proyectos inéditas hasta ahora en el país, con capacidad de atracción de inversiones y que podrían acelerar la penetración de la energía solar.

En ese contexto, Yingli Solar busca contribuir desde su especialidad tecnológica, maximizando el valor de su experiencia de más de 25 años en el sector. “Nosotros como tecnólogos, ¿cómo podemos contribuir? Trayendo tecnología y aportando eficiencia a soluciones que tienen que seguir trabajando en mejorar su eficiencia y sus prestaciones al sector energético”, manifestó Contreras en FES Argentina.

Uno de los grandes cambios que observa el ejecutivo es el avance hacia modelos híbridos, potenciados por la integración del almacenamiento en las licitaciones. “El almacenamiento sin lugar a dudas abre la puerta a la hibridación con solar”, remarcó Contreras, y agregó que se trata de un fenómeno “muy interesante que se esté dando en Argentina”.

En este marco, la propuesta de Yingli Solar pasa por acompañar a socios estratégicos con soluciones adaptables. “Nos aproximamos a este mercado y a estos clientes con la mayor tecnología y la eficiencia que podamos, con productos y servicios lo más flexibles posibles”, indicó. La meta es clara: optimizar proyectos desde el componente solar, tanto en diseño como en costo.

La hibridación solar-almacenamiento, según el ejecutivo, puede abrir oportunidades en regiones no tradicionales por falta de infraestructura eléctrica o condiciones subóptimas de irradiación. Con módulos de alta eficiencia e inversores integrados a sistemas de almacenamiento, “aparecen o se expanden las oportunidades para que el crecimiento de la solar hibridada con almacenamiento crezca”.

Para posicionarse en un mercado competitivo, el desafío técnico y económico se resume en una fórmula: el dólar vatio pico o el peso vatio pico. “Hay que poner encima de la mesa siempre trabajar en esa ecuación”, afirmó Contreras. Esto implica mejorar procesos productivos, optimizar las cadenas de suministro y aumentar la eficiencia de los módulos.

Desde Yingli Solar, la visión es clara: bajar costos sin sacrificar rendimiento. “Bajando costes en la medida de lo posible a través de la mejora de los procesos de producción y la mejora en los procesos de compra del aprovisionamiento, y aumentar la eficiencia de nuestros productos. Esa es la vía más clara en la que nosotros siempre trabajamos”, afirmó el Managing Director.

Pese al optimismo, el ejecutivo también reconoció que existen desafíos que deben atenderse para sostener esta proyección. “Enfrentamos algunos desafíos sobre todo desde el punto de vista de la importación”, advirtió Contreras. Mencionó en particular la volatilidad cambiaria, que representa un riesgo importante para quienes importan equipos, así como los costes logísticos asociados.

Aún así, la compañía se compromete a mantener su propuesta centrada en la flexibilidad de su oferta. “Siendo lo más flexibles posible para optimizar los proyectos de almacenamiento que nuestros clientes estén poniendo en marcha”, añadió.

Otro factor decisivo en este nuevo escenario argentino será la llegada de capital internacional, que, según Contreras, puede lograrse a partir de señales claras. “Percibimos de una manera muy clara que Argentina empieza a ser un punto de referencia para el capital”, enfatizó.

Para ello, sin embargo, hace falta una estructura financiera sólida y previsibilidad regulatoria. “Se necesita de financiación estructurada, necesita de una previsibilidad de la regulación para poder atraer la inversión de una manera activa y solvente”, sostuvo el ejecutivo, quien valoró positivamente el rumbo que empieza a tomar el país.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó a consulta pública los lineamientos de la única subasta de transmisión del 2025, programada para el viernes 31 de octubre en la sede de B3 en São Paulo, a pesar que originalmente se pensaba llevar adelante dos convocatorias (ver nota). 

La licitación tendrá 11 lotes destinados a la construcción y mantenimiento de 1178 kilómetros en nuevas líneas de transmisión y seccionamiento y la incorporación de 4400 MVA en capacidad de transformación, además de control reactivo automático rápido y siete compensaciones síncronas.

Por tal motivo es que se esperan inversiones cercanas a R$ 4060 millones (alrededor de USD 724 millones), con un plazo de ejecución de las obras varía entre 42 y 60 meses, dependiendo de la complejidad del proyecto. 

Además, se prevé que genere aproximadamente 10800 empleos para las obras y su mantenimiento en los estados de Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, Paraíba, Paraná, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia y São Paulo. 

De los 11 lotes propuestos, tres tienen una inversión proyectada de más de R$ 1.000 millones. Y en términos financieros se destaca el lote 7, dado que se estima que su construcción conlleve R$ 1210 millones (MMUSD 215), principalmente por los 35 kilómetros de líneas de transmisión subterráneas y de la subestación São Miguel 345/88 kV, en el estado de São Paulo. 

La principal particularidad de esta convocatoria es que lotes 1b, 7, 8, 9 y 10 dependen de la conclusión del proceso de vencimiento de los contratos relativos a cinco lotes ganados durante las subastas de 2020 y 2021 por MEZ Energía, debido al incumplimiento de los plazos de ejecución de los proyectos.

Por lo que dichos lotes sólo estarán disponibles si ANEEL lo recomienda y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil declara el vencimiento de estos contratos hasta la fecha estimada para la aprobación final de la licitación, el 23 de septiembre. 

Además, el lote N°3 incluye obras de infraestructura que estuvieron inicialmente previstas en la segunda subasta de transmisión del 2024, pero que fueron retiradas para estudios después de las inundaciones en Rio Grande do Sul. 

Como consecuencia, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica reposicionó la ubicación de las subestaciones y otros equipos contemplados en el tercer segmento, con miras a garantizar la seguridad en futuras operaciones. 

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los lotes a subastar: 

• Lote N° 1 
  • Sublote 1A: LT 345 kV Miguel Reale – Centro, C1 y C2, con 5,72 km (subterráneos)
  • Sublote 1B: LT 345 kV Norte – Miguel Reale, C3 y C4, con 14,5 km cada una (subterráneas). (Posible caducidad)
• Lote N° 2
  • LT 500 kV Santa Luzia II – Bom Nome II, C1, CS, con 228 km.
  • LT 230 kV Caxias II – Teresina II C1, CS, con 92 km;
  • LT 230 kV Teresina – Teresina III C1, con 14 km (reutiliza la vía LT 230 kV Teresina – Piripiri C1 a ser desactivada);
  • SE 230 kV Caxias II – Control Reactivo Automático Rápido – CARR (-50/50) Mvar.
• Lote N° 3
  • SE 525/138 kV Erejim (2) – (6+1 Res) x 50 MVA;
  • SE 230/69 kV Boa Vista do Buricá 2 – (6+1Res) x 33,33 MVA;
  • Tramos de LT 525 kV entre SE Erechim y LT 525 kV Itá – Caxias Norte C1, con 2 x 1,5 km;
  • Tramos de LT 230 kV entre SE Boa Vista do Buricá 2 y LT 230 kV Guarita – Santa Rosa C1, con 2 x 5,5 km.
  • LT 230 kV Ivoti 2 – São Sebastião do Cai 2, con 20,4 km;
  • LT 230 kV Caxias – São Sebastião do Cai 2 C1, con 42,6 km;
  • SE 230/138 kV – 2 x 150 MVA;
  • SE 230/138 kV Ivoti 2 – 2 x 150 MVA;
  • Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C1, de 1 km de longitud;
  • Tramos de LT 230 kV entre SE Ivoti 2 y LT 230 kV Caxias – Campo Bom C2, de 1 km de longitud.
  • LT 230 kV Sarandi – Maringá, C1 y C3, CD, con 18,2 km (nueva línea de transmisión en el mismo alcance de la C1 existente, con mayor capacidad)
• Lote N° 4
  • LT 500 kV Jauru – Vilhena 2 C1, con 344,5 km;
  • LT 230 kV Vilhena – Vilhena 2, C1 y C2, con 2,0 y 1,9 km, respectivamente;
  • SE 500/230 kV Vilhena 2 – (3+1R) x 200 MVA y Compensación Síncrona -90/+150 Mvar.
• Lote N° 5
  • LT 230 kV Itapaci – Matrinchã 2, C1, con 146,6 km;
  • LT 230 kV Matrinchã 2 – Firminópolis, C1, con 138,3 km;
  • SE 230/138 kV Matrinchã 2 – (6+1Res) x 50 MVA
• Lote N° 6 
  • Sublote 6A: SE 500 kV Puente Nuevo 3 – Compensaciones Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar
  • Sublote 6B: SE 500 kV Paracatu 4 – Compensación Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar
• Lote N° 7 
  •  LT 345 kV Norte – São Miguel, C1 y C2, con 8,2 km cada una (subterráneas);
  • LT 345 kV São Miguel – Ramon, C1 y C2, con 9,2 km cada una (subterráneas);
  • SE 345/88 kV São Miguel – (9+1R) x 133,33 MVA.
• Lote N° 8 
  • SE 230/138 kV Iguatemi 2, 2 x 150 MVA;
  • Tramos de LT 230 kV entre SE Iguatemi 2 y LT Guaíra – Dourados C1, 2 x 3,1 km.
• Lote N° 9 
  • SE 230/88 kV Dom Pedro I – (6+1 res.) x 50 MVA;
  • Tramos de LT 230 kV entre la subestación Dom Pedro I y LT 230 kV São José dos Campos – Mogi das Cruzes, con 2 x 9,5 km.
• Lote N° 10 
  • SE 500/138 kV Cuiabá Norte – (3+1 res.) x 200 MVA;
  • Tramos de LT 500 kV entre Cuiabá Norte SE y Jauru – Cuiabá C2 LT, con 2 x 0,5 km.
• Lote N° 11
  • Sublote 11A: SE 500 kV Açu III – Compensaciones Síncronas 2 x (-200/+300) Mvar;
  • Sublote 11B: SE 500 kV João Câmara III – Compensación Síncrona 1 x (-200/+300) Mvar

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El Ministerio de Minas y Energía celebró el primer vuelo en el país con biocombustibles, realizado gracias a la alianza entre Ecopetrol y Latam. Este hito se alinea con los esfuerzos del Gobierno Nacional, reflejados en la reciente aprobación en primer debate (Comisión Quinta de la Cámara de Representantes) del proyecto de Ley 439 de 2024, que promueve la producción, distribución y adquisición de Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF) en Colombia.

El SAF utilizado en este vuelo se produjo con materias primas sostenibles, logrando una reducción del 65% en emisiones de gases de efecto invernadero frente a los combustibles convencionales. Este avance no solo impulsa futuras iniciativas en el país, sino que posiciona a Colombia como líder regional en la transición hacia energías más limpias.

Además, este logro se enmarca en los progresos nacionales en la transición energética del sector, como la publicación del documento «Cielos limpios, Economía y Aviación para la vida: Hoja de Ruta de los Combustibles Sostenibles de Aviación en Colombia», elaborado por la Aeronáutica Civil y el Ministerio de Minas y Energía.

Edwin Palma, ministro de Minas y Energía, resaltó la importancia de este vuelo:
«Es una muestra de que la innovación y la colaboración público-privada pueden acelerar la transición energética. Felicitamos a Ecopetrol y Latam por este logro, que sienta un precedente para la descarbonización del transporte aéreo en el país».

Desde el Gobierno Nacional se sigue impulsando el desarrollo de combustibles sostenibles y políticas que fortalezcan un modelo energético más amigable con el planeta.

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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.

Seguí la transmisión EN VIVO en el canal oficial de YouTube de FES:
https://www.youtube.com/@futurenergysummit?sub_confirmation=1

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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. 

La entrada Zonificación estratégica: la clave que podría destrabar proyectos energéticos en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada 360Energy prevé duplicar su potencia renovable en 18 meses como parte de su estrategia de expansión internacional se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

Seguí la transmisión EN VIVO en el canal oficial de YouTube de FES:
https://www.youtube.com/@futurenergysummit?sub_confirmation=1

Entradas aún disponibles para el segundo día del evento:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Entradas/

Agenda completa:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Agenda

Lista de partners:
https://live.eventtia.com/es/fes-caribe/Partners/

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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.

La entrada CAMMESA adjudicó casi 1700 MW renovables en otro llamado del MATER de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada APEMEC de Chile propone rediseñar las licitaciones de suministro para incentivar energía renovable 24×7 se publicó primero en Energía Estratégica.

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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La Presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, dio el banderazo de salida al programa Sol del Norte, en Mexicali, Baja California, a través del cual la Comisión Federal de Electricidad (CFE) instalará 5 mil 500 paneles fotovoltaicos en los techos de las viviendas de este municipio con una inversión de 200 millones de pesos (mdp), con lo cual se aprovechará la luz solar para producir energía y con ello reducir la tarifa de la luz que se paga, particularmente en temporadas de temperaturas extremas.

“Se van a instalar este año en 5 mil casas —y el próximo año lo vamos a aumentar— paneles solares en los techos de sus casas. Con eso, en vez de tener la electricidad que viene de la red y que se paga, una parte de su consumo va a venir de lo que se capte del sol directamente y eso va a permitir que se use energía del sol y, además, que baje la tarifa que ustedes pagan durante el verano. Ese es el objetivo de este programa que se llama Sol del Norte”, explicó.

Destacó que el programa Sol del Norte se suma al subsidio que dejó el expresidente Andrés Manuel López Obrador para reducir los costos de la electricidad en Baja California, y además abona al principio de “por el bien de todos, primero los pobres”, ya que la instalación de los paneles solares comenzará en los hogares que más lo necesitan.

“Poco a poco vamos a ir avanzando a las demás viviendas para que haya bienestar, cuidemos el medio ambiente y también se pague menos por la tarifa de la luz”, destacó.

Con este programa además de ayudar a reducir las tarifas de luz, también se cuida al medio ambiente ya que se estima que anualmente se evitará la emisión de 4 mil 864 toneladas de CO2, que es equivalente a sacar de circulación más de mil automóviles.

La Jefa del Ejecutivo Federal señaló que, respecto a la decisión del Gobierno de Estados Unidos de imponer aranceles a todos los países, su administración esperará al 2 de abril para conocer exactamente la magnitud de las medidas; sin embargo, puntualizó que el Gobierno de México siempre defenderá la soberanía y el interés nacional.

“Siempre vamos a estar informando de los impactos que esto pueda tener y buscando la mejor negociación con Estados Unidos para poder tener una situación preferencial. ¿Por qué preferencial? Pues porque somos socios comerciales y porque estamos pegados a Estados Unidos. Pero tiene que quedar muy claro, a todas y a todos, porque lo tenemos muy claro nosotros, que siempre vamos a defender la soberanía de nuestro país. En México decidimos las y los mexicanos. Somos un país libre, independiente y soberano. Vamos a estar siempre informando y haciendo lo mejor para México”, agregó.

Ante las y los bajacalifornianos, informó que en la entidad se impulsan obras estratégicas como el Hospital General Regional No. 23 del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) en Ensenada, cuya primera fase estará concluida para antes del mes de junio; también se hará un bypass en la carretera de Tijuana a Ensenada; una desaladora de agua en Rosarito; se concluirá el Viaducto de Tijuana que mide más de 10 kilómetros con los que se ayudará a la movilidad de la zona y se tecnificarán los Distritos de Riego para incrementar la productividad de los campos en Mexicali y Tijuana, pero además para que el agua sobrante se destine al consumo humano.

La secretaría de Energía, Luz Elena González Escobar, destacó que con la instalación de paneles solares se busca utilizar la energía del sol para reducir las desigualdades, por lo que se dará preferencia a los hogares más vulnerables ya que las y los beneficiarios tendrán un ahorro de alrededor de 70 por ciento en sus recibos mensuales de luz.

Informó que para poder participar en el programa Sol del Norte, a partir de hoy los interesados podrán registrarse en la página: https://soldelnorte.energia.gob.mx para que posteriormente se realice una visita a los hogares para llevar a cabo una evaluación de las condiciones sociales y de la vivienda para la instalación de los paneles solares.

Anunció que posteriormente el programa Sol del Norte será llevado a Hermosillo, Sonora, así como a otras ciudades donde el calor en verano sea un problema, con el objetivo de que en el sexenio se instalen paneles solares en más de 150 mil hogares de todo el país.

“Este programa va a ir creciendo, se va a ir aumentando en otras ciudades que, como ustedes, padecen temperaturas altas y que en tiempo de verano eso representa un costo mayor para sus viviendas. Como lo ha dicho la Presidenta siempre: el gobierno nunca puede separarse nunca de su pueblo. Por eso estamos nuevamente aquí, cumpliendo con este compromiso y poniendo en marcha este programa, que será para beneficio de todas y todos ustedes”, agregó.

La gobernadora de Baja California, Marina del Pilar Ávila Olmeda, destacó que con el programa Sol del Norte se ponen en el centro las necesidades más básicas de las personas, en especial de quienes viven en las zonas más vulnerables del estado.

La beneficiaria del programa Sol del Norte, Lucía Hernández Pavian, celebró que con este programa se beneficiará en el pago de su recibo de luz y además destacó que con la Presidenta Claudia Sheinbaum se ayuda a las mujeres más vulnerables.

Acompañaron a la Presidente de México en el arranque del programa Sol del Norte, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad, Emilia Esther Calleja Alor; el secretario de Salud, David Kershenobich Stalnikowitz; el subsecretario de Planeación y Transición Estratégica de la Secretaría de Energía, Jorge Marcial Islas Samperio; el secretario técnico de la Presidencia de la República y coordinador general de Programas para el Bienestar, Carlos Torres Rosas; la coordinadora general de Asuntos Intergubernamentales y Participación Social de la Presidencia de la República, Leticia Ramírez Amaya y la presidenta municipal de Mexicali, Norma Alicia Bustamante Martínez.

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El Gobierno del Cambio continúa su labor en las zonas más necesitadas del país, implementando proyectos energéticos que promueven el bienestar comunitario, a través de la estrategia Colombia Solar. En esta ocasión, el departamento de Magdalena celebra la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud para una reducción mayor al 50% en la factura de energía en hospitales y centros de salud, en beneficio de 10.686 personas, entre pacientes, médicos y trabajadores del sector.

Las instituciones impactadas son el Hospital San Cristóbal, de Ciénaga, y los Centros de Salud La Candelaria y La Paz, en Santa Marta. El Hospital San Cristóbal, por ejemplo, venía pagando en energía entre $68 y $70 millones al mes. Gracias al uso de la energía solar, se pagó $27 millones en la factura del servicio.

Con una inversión que supera los $2.400 millones, se han instalado Sistemas Solares Fotovoltaicos y se han implementado medidas de Gestión Eficiente de la Energía, transformando así la atención sanitaria en esta zona de la región Caribe.

“Celebramos la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud en el Magdalena, una acción que refleja el firme compromiso del Gobierno Nacional con la Transición Energética Justa. A través de estas soluciones fotovoltaicas, aseguramos el acceso a energía limpia y sostenible, garantizando así la seguridad y soberanía energética de nuestro país. Esta iniciativa beneficia a las comunidades en general y contribuye a un ahorro aproximado de $217 millones anuales, recursos que estas instituciones podrán reinvertir en la sostenibilidad del sistema, mejorar la atención de sus pacientes o adquirir nuevas tecnologías”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Con este proyecto, se implementaron medidas de Gestión Eficiente de la Energía, en las que se incluyeron sensibilizaciones y capacitaciones de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, eficiencia energética y uso racional de la energía. Con una capacidad instalada cercana a 155,78 kilovatio pico (kWp) y una generación anual aproximada de 245.796 kilovatio hora (kWh). ConEnergía no solo democratiza el acceso a la energía, sino que también fortalece la calidad del servicio sanitario y sienta las bases para un futuro energético más sostenible en Colombia.

“Gracias a estas Comunidades Energéticas, no solo se tendrá un impacto positivo en la economía, sino que también contribuirá a mitigar el impacto ambiental al disminuir aproximadamente 34,7 toneladas de CO2 al año. Alrededor de 10.686 pacientes, médicos y trabajadores de la salud se beneficiarán del acceso a energía limpia, mejorando significativamente la calidad del servicio sanitario”, expresó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.

En un momento decisivo para las instituciones prestadoras de salud en Colombia, el Gobierno Nacional reitera su firme compromiso con la Transición Energética Justa. A través del FENOGE y su innovador proyecto ConEnergía, se están impulsando soluciones vanguardistas que optimizan recursos en las áreas y sectores más necesitados. Este programa no solo busca garantizar el acceso a servicios de salud sostenibles, sino también promover un modelo energético que beneficie a toda la población, asegurando un futuro más saludable para todos los colombianos.

“Agradecemos al Ministerio de Minas y al FENOGE, ya que la instalación de los 172 paneles solares a través de este proyecto nos permitirá lograr una reducción por más del 50% en la factura de energía eléctrica. Esto beneficia a toda nuestra comunidad y al medio ambiente. Además, hemos recibido asistencia técnica y capacitaciones en el mantenimiento de estos paneles solares, y ahora nuestro hospital cuenta con un guardián de la energía,” expresó Zenaida Ortiz, gerente del Hospital San Cristóbal de Ciénaga.

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Arcos Dorados, la franquicia más grande del mundo de McDonald’s y quien opera la marca en 20 países de América Latina y el Caribe, logró un nuevo hito en su plan estratégico de sustentabilidad al alcanzar el 50% de su consumo energético con fuentes renovables.

La novedad más reciente de dicho logro se debe al mayor contrato PPA renovable de la compañía en Argentina junto a la empresa Capex (entró en vigor en febrero), para el suministro de 15.000 MWh de energía solar desde el parque La Salvación, ubicado en la provincia de San Luis, durante un período de siete años.

Este parque fue asignado con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), cuenta con 20 MW de potencia y tiene una producción anual estimada de 54000 MWh. Mientras que el contrato entre Arcos Dorados y Capex representa que 78 sucursales de McDonald’s en Argentina se abastezcan puramente con energía verde. 

Este hito se suma a una trayectoria que comenzó en 2021, cuando la empresa firmó un primer acuerdo con Pampa Energía por 400 MWh y que continuó en 2024 con una alianza con PCR que permitió abastecer con energías limpias al 30% del consumo energético total de sus restaurantes en Argentina, a través de contratos vinculados a los parques eólicos Vivoratá y Mataco.

“Arcos Dorados también posee el compromiso ambiental a nivel regional. Es decir tenemos acuerdos en Argentina, Colombia, Chile, México, Puerto Rico y Brasil que nos llevan al logro del 50% de la energía sea renovable en Latinoamérica y el Caribe”, aseguró Daniel Arenas, Gerente Corporativo de Compromiso Social y Desarrollo Sustentable de Arcos Dorados para América Latina. 

“Nuestro objetivo es ambicioso y es que en 2030 llegar a abastecernos del 100% de energía renovable. Estos acuerdos nos han abierto mercado. También les permite a las generadoras entender nuestro modelo de negocio y abrir puertas para llegar más allá del 50%, incluso en países donde actualmente no contamos con acuerdos y cómo los podemos empezar a construir”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

La transición energética regional de McDonald’s se sostiene tanto en acuerdos de compra como en proyectos de autogeneración solar, instalados en techos o estacionamientos de los locales, que pueden cubrir hasta un 30% del consumo energético de cada local, dependiendo de la superficie disponible. 

“Creo que las alternativas no son excluyentes, sino que son complementarias”, subrayó Arenas al referirse a la convivencia entre generación distribuida y contratos de suministro externo con agentes privados del sector energético. 

Además, uno de los avances clave en la estrategia es la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a tal punto que en Argentina, Arcos Dorados logró disminuir en un 36% las emisiones de CO2 asociadas a gases refrigerantes.

En paralelo, la empresa se propuso reducir un 15% sus emisiones totales de alcance 1 y 2 para el año 2025 y un 36% hacia 2030. “Estamos muy cerca de cumplir los objetivos”, afirmó el Gerente Corporativo de Sustentabilidad, quien remarca que el camino recorrido hasta ahora responde no solo a una agenda corporativa, sino también a una visión de largo plazo en materia ambiental. 

“Queremos ser un actor de cambio que movilice e impulse esa transformación. Entonces para eso involucramos a la cadena de valor, a los proveedores, dado que siempre tratamos de hacer trabajos colaborativos, entendiendo que esa es la manera correcta”, aseveró. 

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PCR avanza en su expansión renovable en Argentina, con el objetivo de alcanzar 1000 MW de capacidad instalada en el corto – mediano plazo, a partir de una cartera de proyectos eólicos y solares en construcción y desarrollo.

“Tendremos 1 GW de potencia renovable operativa una vez esté construido el pipeline total en los próximos 3-4 años”, aseguró Martín Brandi, CEO de PCR, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Actualmente, PCR cuenta con 530 MW eólicos en operación, a los que sumarán casi 230 MW, repartidos en distintos puntos del país mediante innovaciones tecnológicas, desde la hibridación de proyectos o la ampliación del sistema de transporte eléctrico que permita el ingreso de nueva generación.

En el primero de los casos se trata de 18 MW solares en construcción en San Luis, que se complementará con los 112,5 MW eólicos existentes del complejo San Luis Norte, compartiendo la misma estación transformadora y, por tanto, se convertirá en el primer parque híbrido del país.

Además, la estrategia de PCR contempla la construcción de dos parques eólicos para esos 210 MW: 30 MW en Bahía Blanca, cuya construcción comenzará en 2025 y que su puesta en operación está prevista para 2026; y 180 MW adicionales, que se ubicarán en Bahía Blanca o en Olavarría, con inicio de obras en 2026 y entrada en operación proyectada para inicios de 2027.

“Luego quedan 260 MW por construir en la zona de Bahía Blanca, ya que encaramos una obra de ampliación del sistema de transporte a cargo de PCR, que brindó la posibilidad de tener la capacidad de despacho”, manifestó Brandi. 

Este despliegue será posible gracias a la prioridad de 440 MW adjudicada en el Mercado a Término (MATER), viabilizada por la repotenciación de capacitores serie en la ET Olavarría y la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca; siendo la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.

De todos modos, el crecimiento del portafolio renovable enfrenta un entorno complejo para la comercialización, ya que bajo la mirada del CEO de PCR, resulta cada vez más desafiante vender energía renovable en el país, debido a que el agotamiento del segmento de grandes usuarios y la aún vigente dificultad para negociar con las distribuidoras y abastecer dicha demanda restringen las posibilidades de contratación.

“Cuando uno no tiene a quién venderle la energía, la vende al spot, que es un precio irrisorio fijado por la Secretaría de Energía y que no repaga nada. Esta situación impone un fuerte riesgo para nuevos proyectos que no logren colocar el 100% de su energía mediante contratos”, subrayó Brandi. 

Por lo que el ejecutivo sugirió un cambio en el diseño hacia un “precio spot real” que sea un costo marginal y que el sector esté abierto a lo que ocurra con ello, lo que mitigaría el riesgo de hacer un nuevo proyecto.

“Por otro lado, en todo el mundo venderle energía a una distribuidora es venderle a un cliente top. Seguramente los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación es que las distribuidoras puedan ser sujeto de crédito, aunque en una primera instancia requieran algún esquema de garantía adicional por fuera de lo que la distribuidora por sí sola sería”, apuntó. 

“Ojalá en pocos meses o el próximo año se piense y pueda vender energía a la distribuidora con algún esquema de garantía o de refuerzo, y en algún mediano o largo plazo hacerlo de manera libre”, agregó.

Uno de los puntos centrales para la expansión de PCR es el acceso a financiamiento adecuado. “En los países ordenados, el project finance es una herramienta muy potente para los proyectos renovables”, explicó Brandi. 

Sin embargo, reconoció que “en Argentina hubo una ventanita chica” para este tipo de financiamiento, que hoy está cerrado salvo excepciones. No obstante, observa una reactivación incipiente por parte de entidades del exterior que analizan volver a financiar en Argentina.

“Hoy estamos viendo financiamiento genuino para las empresas, con tasas de interés cercanas al 8%, con plazos adecuados para las energías renovables. Todavía no llegamos a un mejor plazo de 15 años, pero si seguimos la senda correcta, el país llegará”, concluyó.

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“Este año promete ser un año de apogeo y de implementación de proyectos de generación solar en Costa Rica”, señala Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio en HiPower,

La tecnología fotovoltaica, que durante años ocupó un lugar marginal dentro de la matriz energética nacional, se perfila ahora como protagonista ante los desafíos de estacionalidad asociados a fuentes como la hidroeléctrica. Varela destaca que “las fuentes de generación no tradicionales se están convirtiendo en tradicionales, como es el caso de solar”.

La aceleración en el despliegue de parques solares a mediana y gran escala es ya visible en el país. Un ejemplo de ello es la reciente interconexión de una planta en Guanacaste, promovida por HiPower y Advanced Energy.

“Este proyecto lo logramos impulsar desde el diseño, construcción y toda la ejecución en buenos tiempos de entrega”, afirma Varela, quien destaca la ventaja competitiva que representa el corto plazo de la puesta en marcha: “con los plazos cortos de la energía solar hay menos oportunidades de imprevistos”.

En entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el ejecutivo pone en perspectiva las oportunidades de negocios con energía solar que se podrían potenciar en este año 2025:

“El desarrollo a nivel nacional, por medio de alianzas público-privadas o bajo la ley 7200 o inclusive generación distribuida por parte de los consumidores o prosumidores, puede ayudar a que la matriz energética nacional se complemente con la energía solar”, sostiene.

No obstante, el impulso a la generación distribuida sigue siendo un punto crítico. Costa Rica cuenta actualmente con alrededor de 200 MW instalados de capacidad distribuida solar, pero su evolución encuentra frenos institucionales y tarifarios. “Considero que la generación distribuida debería ser promovida, tanto por el Ministerio de Energía, como por la autoridad reguladora y las empresas distribuidoras”, subraya Varela.

Desde 2023, el país ya no cuenta con un esquema efectivo de Net Metering. En su lugar, los usuarios que pueden tener excedentes energéticos dependen de la discrecionalidad de su distribuidora. “El Net Metering fue eliminado… el tema es que es opcional de la empresa eléctrica poder comprar esos excedentes al usuario”, explica.

El ejecutivo advierte que, en este contexto, la autoridad reguladora ARESEP debería intervenir de forma más activa: “debería ser la que exija como ente regulador, pero con mayor fuerza [ya que] los proyectos de compra de excedentes prácticamente son inexistentes”.

Las zonas costeras y sectores industriales aparecen como los nichos con mayor viabilidad para la energía solar distribuida con almacenamiento. “Los proyectos típicos industriales rondan de los mil kilowatts hacia arriba”, indica, destacando que las condiciones actuales del mercado vuelven más atractivas las inversiones escalas superiores.

En paralelo, la creciente presión sobre la red eléctrica, especialmente en zonas turísticas y parques industriales fuera del Gran Área Metropolitana, refuerza la urgencia de acción. “Se proyecta un crecimiento en los próximos años… sí hay un interés por parte de todos los actores de contar con energías limpias”, concluye.

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IMPSA, empresa líder mundial en equipamientos para generación de energía, nombró a Pablo Magistocchi, como Country Manager de la empresa. La designación estuvo a cargo del nuevo Comité Ejecutivo y se basó en la amplia experiencia del ejecutivo en materia energética tanto en el sector público y privado.

Magistocchi es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y cuenta con estudios de posgrados en Australia y Estados Unidos, donde acaba de finalizar la maestría en Chief Sustainability Officer del MIT. A nivel profesional, el ejecutivo fue Presidente y Vicepresidente de EMESA, Director de Transener y Director de Energía del Ministerio de Economía de la Provincia de Mendoza entre otros cargos.

Entre las primeras tareas que tendrá a su cargo el nuevo Country Manager de IMPSA, será la continuación y potenciación de los proyectos actuales que acaba de reactivar la empresa tras su capitalización tal como lo son la Central Hidroeléctrica Yacyretá, la modernización de los TAM, el parque solar Ullum Alfa en San Juan, YPF, NASA, CONEA y la grúa MOTCO para la US Army.

En cuanto al masterplan, el enfoque estará en impulsar nuevos proyectos en Argentina, la región y Estados Unidos a través del desarrollo de nuevas tecnologías en el Centro de Desarrollo Tecnológico ubicado en Mendoza, la optimización de procesos y una re funcionalización de la estructura comercial y de desarrollo de nuevos negocios, la cual estará dividida por mercados.

En relación a su designación, Pablo Magistocchi comentó “IMPSA cuenta con un capital humano altamente calificado respaldado en sus ingenieros, técnicos y especialistas que desarrollan, diseñan y fabrican productos y servicios con tecnología del más alto nivel que hacen que nuestra empresa sea única en la región”

Otro desafío que impulsará la nueva IMPSA desde su liderazgo es el desarrollo de alianzas estratégicas con jugadores del Oil and Gas tal como es el caso de ARC Energy como con otros que se irán anunciando en materia nuclear y hydro.

Con el ingreso de los nuevos accionistas y capitales americanos a la empresa, IMPSA retoma su protagonismo a nivel global y contará con oficinas comerciales en cinco continentes, mostrando así su liderazgo en ingeniería y desarrollo tecnológico en el mundo a través de una sólida trayectoria en diseño, fabricación y puesta en marcha de equipos de alta complejidad, a lo cual se suma soluciones innovadoras a través de una fuerte inversión en Inteligencia Artificial para mejorar la performance de sus equipos.

Acerca de IMPSA

Con más de 115 de trayectoria y liderazgo en el sector energético a nivel mundial, IMPSA cuenta con una potencia instalada de 50.000 MW, 144 grúas portuarias en funcionamiento y más de 50 años activos en el sector nuclear y de Oil and Gas.

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