Atlas Renewable Energy se prepara para un 2025 clave en su estrategia de expansión y consolidación en el mercado chileno de energías renovables, luego de un 2024 en el que cerró acuerdos estratégicos con actores del sector industrial y minero.

“Durante los próximos meses esperamos energizar el proyecto stand-alone BESS del Desierto, de 800 MWh cuya construcción se encuentra en etapa final”, aseguró Alfredo Solar, regional manager Chile y Cono Sur de Atlas Renewable Energy, en diálogo con Energía Estratégica. 

Dicho proyecto fue anunciado en agosto de 2024, y será el primero de baterías stand-alone de la compañía, con las instituciones financieras BNP Paribas y Crédit Agricole Corporate and Investment Bank, con quienes cerraron un acuerdo por 289 millones de dólares para su desarrollo y construcción. Y una vez finalizado, se convertirá en uno de los mayores de su tipo en Latinoamérica.

El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC y la propia Atlas, lo que permitirá almacenar energía durante las horas de mayor generación solar y reinyectarla en momentos de alta demanda. 

“También esperamos cerrar el financiamiento de nuevos proyectos híbridos, iniciando la construcción de ambas centrales que en conjunto representan más de 450 MW solares y más de 1600 MWh de almacenamiento de energía”, complementó Alfredo Solar.

“Buscamos mantener nuestra consolidación como un actor clave en storage, desarrollando y construyendo infraestructuras híbridas que combinen tecnología solar con sistemas BESS, permitiendo gestionar eficientemente la sobreproducción de energía durante el día y su uso óptimo en horario nocturno”, agregó. 

Esto se enmarca principalmente en la apuesta que ha hecho la compañía por los sistemas BESS, cerrando contratos con clientes que permitirán alcanzar más de 1 GW de capacidad en los próximos años en el país. 

Asimismo, los objetivos para 2025 incluyen la expansión como aliados de nuevas industrias emergentes con altas necesidades energéticas. En este sentido, cerró su primer contrato con un data center en Chile, a través de un acuerdo con ODATA, empresa de Aligned Data Centers, lo que permitirá suministrar energía 100% renovable y certificada bajo el estándar internacional I-REC.

Creación de un Mercado de Transacción de Vertimientos 

Durante 2024, Chile enfrentó un problema estructural que impacta directamente la eficiencia del sistema eléctrico: el vertimiento de energía renovable alcanzó un récord de 6 TWh, lo que representó un aumento del 121% respecto a 2023, según cifras de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). 

Este fenómeno evidenció la necesidad de contar con infraestructura de transmisión e implementar soluciones que permitan gestionar de manera eficiente la energía producida y evitar pérdidas significativas para los generadores. 

«Considerando que las restricciones de transmisión han llegado para quedarse, es importante que se comiencen a discutir nuevas alternativas para mitigar este complejo escenario, por lo que proponemos la creación de un Mercado de Transacción de los Vertimientos”, indicó Alfredo Solar. 

“Esta propuesta se basa principalmente, en la transferencia de curtailment entre actores que están en la misma zona del sistema, donde un acuerdo comercial entre ambos permitiría que uno inyecte a cambio de que el otro incremente su restricción, lo que facilitaría que el mercado opere, siendo inocuo para el resto de los coordinados del sistema”, explicó. 

Además, se convertiría en una herramienta complementaria al desarrollo de sistemas de almacenamiento, los cuales también juegan un papel clave en la mitigación de este fenómeno, más aún en un año clave para definir el futuro rumbo de la política energética de Chile, con el inicio de las campañas presidenciales (elecciones en noviembre) y una agenda que deberá abordar la regulación del sector eléctrico. 

Por lo que desde Atlas Renewable Energy instan a que las autoridades consideren mecanismos como el Mercado de Transacción de Vertimientos, junto con nuevas reglas de despacho y remuneración de los PMGD, para garantizar que el país pueda seguir avanzando en su liderazgo en energías renovables sin que la sobreproducción se convierta en una limitante para su crecimiento.

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Enero, pleno verano, fue el mes elegido por más de 65 mil consumidores brasileños para la instalación de micro y mini sistemas de generación distribuida de energía eléctrica (MMGD), lo que resultó en un aumento de 725 megavatios (MW) de potencia instalada, íntegramente proveniente de paneles solares fotovoltaicos.

Un total de 112 mil unidades consumidoras comenzaron a aprovechar el excedente de energía generada por los propios consumidores en el primer mes del año, según datos recopilados por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) con base en informaciones enviadas por las distribuidoras de energía. A través de la micro y mini generación distribuida (MMGD), los consumidores brasileños generan su propia electricidad, a partir de fuentes renovables o cogeneración calificada, y liberan el excedente de generación en la red de distribución de energía para su uso en los horarios en que no están generando.

São Paulo fue el estado que se destacó el mes pasado, tanto en número de sistemas instalados como en potencia: entraron en operación 13.463 plantas, totalizando 122 MW. Goiás fue el segundo estado en términos de expansión de potencia en MMGD en enero, con 76 MW, seguido de Minas Gerais, con 75 MW. En número de instalaciones, Minas Gerais quedó en segundo lugar, con 5.343 nuevas plantas, seguido de Rio Grande do Sul, con 4.877 instalaciones. La ciudad del país con mayor crecimiento en el mes fue Campo Grande/MS, con 1.112 plantas.

Capacidad MMGD en Brasil se acerca a 37 GW

Según ANEEL (datos del 17/02/2025), Brasil tiene 3,28 millones de sistemas conectados a la red de distribución de electricidad, con una potencia instalada cercana a los 36,90 gigavatios (GW). Aproximadamente 4,91 millones de unidades de consumo utilizan los excedentes y créditos de energía generada en los sistemas instalados.

Los consumidores residenciales representan el 79,63% de las plantas en operación (2,6 millones), el 69,01% de las unidades que utilizan créditos MMGD (3,39 millones) y el 49,04% de la capacidad instalada (18,10 GW). El comercio representa el 10,08% de las plantas (330,12 mil), el 18,53% de las unidades que utilizan créditos de MMGD (910,32 mil) y el 28,69% de la capacidad instalada (10,59 GW). Y la clase rural representa el 8,61% de las plantas en operación (281,99 mil), el 9,97% de las unidades que utilizan créditos de MMGD (508,03 mil) y el 13,77% de la capacidad instalada (5,08 GW).

La MMGD puede provenir de microgeneración, cuando la energía es producida por una planta generadora con potencia instalada de hasta 75 kilovatios (KW), o de minigeneración distribuida, con potencia superior a 75 kW y menor o igual a 3 MW (pudiendo ser de hasta 5 MW en situaciones específicas, en los términos de los incisos IX y XIIII y del Párrafo Único del art. 1 de la Ley nº 14.300/2022).

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A través de la Resolución CREG 070 de 2025, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha establecido una regulación histórica que permitirá a los grandes consumidores de energía compartir su infraestructura eléctrica con las empresas distribuidoras. Esta medida busca mejorar la calidad del servicio de energía eléctrica en el país y ampliar la cobertura en zonas que actualmente enfrentan dificultades en el suministro, especialmente en regiones apartadas y de difícil acceso.

Gracias a esta resolución, se podrán aprovechar las redes eléctricas ya existentes, propiedad de grandes consumidores industriales o comerciales, para optimizar la distribución de energía y hacer más eficiente el uso del sistema eléctrico nacional. Esto no solo permitirá reducir costos operativos, sino también llevar energía confiable a comunidades que históricamente han sufrido por un servicio deficiente o inexistente. Un ejemplo claro son las comunidades de Uribia y Manaure, en el departamento de La Guajira, donde esta medida podría marcar un antes y un después en la calidad de vida de sus habitantes.

Además de mejorar la cobertura y la calidad del servicio, esta resolución fomentará nuevas inversiones en el sector eléctrico. Al permitir que las redes de propiedad de grandes consumidores sean utilizadas para conectar generación y demanda, se viabilizarán proyectos que refuercen el sistema de distribución y promuevan la integración de energías renovables. Esto es especialmente relevante en un momento en el que el país está avanzando hacia una transición energética más sostenible.

La Resolución CREG 070 también introduce ajustes y ampliaciones a las reglas existentes, permitiendo el uso de activos de conexión de propiedad de usuarios no regulados (grandes consumidores) para integrar generación y demanda al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esto significa que las redes privadas podrán ser utilizadas de manera más flexible, siempre y cuando se garantice que el servicio cumpla con los estándares de calidad exigidos por la normativa vigente.

En este sentido, las empresas distribuidoras tendrán la responsabilidad de asegurar que el servicio de energía eléctrica cumpla con los parámetros de calidad establecidos. En caso de fallas o interrupciones prolongadas, los usuarios finales podrán recibir compensaciones, lo que garantiza un servicio más confiable y transparente para todos los ciudadanos.

El director de la CREG, Antonio Jiménez, destacó que esta actualización normativa responde a las necesidades reales de muchas comunidades que han enfrentado problemas crónicos de suministro de energía. «La CREG ha trabajado de la mano con expertos, usuarios, empresas del sector y entidades gubernamentales para expedir esta medida. Con ella, buscamos garantizar que la implementación de este modelo sea efectiva y genere un impacto positivo en la calidad de vida de los ciudadanos, especialmente en aquellas regiones que más lo necesitan», afirmó Jiménez.

En resumen, la Resolución CREG 070 de 2025 representa un avance significativo en la regulación del sector eléctrico colombiano. No solo promueve un uso más eficiente de la infraestructura existente, sino que también abre la puerta a nuevas inversiones y proyectos que fortalecerán el sistema de distribución en todo el país. Además, esta medida contribuirá a cerrar las brechas de cobertura y calidad en el servicio de energía, llevando electricidad confiable a comunidades que históricamente han estado en desventaja.

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El 26 y 27 de febrero, el Hotel Emperador de Buenos Aires se convertirá en el epicentro del debate energético en Argentina con la llegada del FES Argentina 2025. Más de 500 líderes del sector participarán en el evento más importante de hispanoamérica en energías renovables, en un contexto donde la industria espera definiciones sobre la actualización de los mecanismos del MATER, nuevas obras de transporte eléctrico y la licitación pública de 500 MW en sistemas de baterías.

Uno de los puntos más destacados será el desayuno de networking exclusivo para pases VIP del día 2 (Jueves 27 de febrero), centrado en las oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur.

ENTRADAS DISPONIBLES

La participación de Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, aportará una visión estratégica sobre la integración energética regional y su impacto en el desarrollo de proyectos renovables. Junto a él, Itziar Aránguiz, Jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico del Ministerio de Energía de Chile, ofrecerá un análisis profundo sobre la evolución regulatoria en Chile y sus implicancias en las inversiones en almacenamiento y energía solar.

El Viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, compartirá las perspectivas de su país respecto al crecimiento del mercado eléctrico y la integración de energías renovables en su matriz energética. La discusión será moderada por Gastón Fenés, CEO de FES/Strategic Energy Corp, quien aportará su experiencia en la promoción de inversiones en el sector energético de América Latina. Este panel exclusivo promete un intercambio de alto nivel sobre el futuro de las energías renovables en el Cono Sur, en un momento clave para el mercado regional.

La calidad de los asistentes y el enfoque en las tendencias emergentes del mercado consolidan al FES Argentina 2025 como una plataforma indispensable para quienes lideran la industria de energías renovables en la región.

ENTRADAS DISPONIBLES

Espacios para networking

Además de los paneles especializados, el evento se destaca por sus espacios de networking, donde se congregarán representantes de las empresas más importantes del sector y funcionarios de primer nivel, promoviendo acuerdos estratégicos que aceleran la transición energética en Argentina. En un contexto donde se esperan definiciones sobre el MATER y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías, el FES Argentina 2025 se posiciona como un evento clave para influir en la agenda energética del país.

Con la participación de más de 500 líderes del sector, el FES Argentina 2025 será el espacio central para debatir el futuro de las energías renovables y explorar oportunidades de inversión en almacenamiento en el Cono Sur.

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. Luego de Argentina, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

Para consultas por entradas o patrocinios comunicarse con commercial@strategicenergycorp.com

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El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de Chile respaldó la reducción del umbral de potencia conectada de 500 kW a 300 kW, permitiendo que entre 5.000 y 8.000 nuevos clientes puedan acceder al mercado eléctrico libre. ACEN anticipa nuevos desafíos y oportunidades en la transición hacia un mercado más competitivo y sostenible.

El Ministerio de Energía de Chile modificó la Resolución Exenta N° 58/2024, que rebaja límite de capacidad instalada para optar a ser cliente libre de 500 kW a 300 kW, y eliminó la expresión “por empalme asociado al suministro de cada usuario final”.

La misma ya había sido advertida por múltiples entidades del sector, quienes remarcaron que la frase condicionaba el acceso al mercado libre, y que estiman que debería haber algún mecanismo mediante el cual se pudiera agregar empalmes para ser cliente libre.

“Eso agregaba un nuevo requerimiento que no estaba en la ley, pero no se puede cambiar la ley por medio de una resolución”, explicó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), quien enfatizó que la corrección normativa simplemente retrotrae la situación a lo establecido originalmente por la regulación.

“Es decir que la frase que estaba en la resolución original era una limitante que no estaba en la ley y lo que hace la nueva resolución es retrotraer a lo que dice la ley. Entonces, no innova frente a lo que la regulación señalaba y que era lo que pretendía ser esta resolución que está siendo modificada ahora por esta nueva resolución”, agregó. 

Según estimaciones de ACEN, la rebaja del límite de potencia permitirá que entre 5.000 y 8.000 nuevos usuarios ingresen al mercado libre, representando entre 1,5 y 2 TWh de demanda energética que podrá abastecerse con energías renovables, firmar contratos de suministro más flexibles y promover nuevas inversiones en generación y comercialización. 

Esto representa una transformación importante en el ecosistema energético chileno, impulsando una mayor competencia y eficiencia en la contratación de energía por fuera del segmento no regulado. 

Y si bien la resolución que establece el nuevo umbral entró en vigor en diciembre de 2024, su impacto no será inmediato. De acuerdo con la regulación actual, la migración de clientes regulados a libres requiere un año. 

“Es decir que recién veremos resultados a partir de 2026. Ya van a madurar las iniciativas para hacer campañas de difusión, de informar a los potenciales clientes libres sobre los beneficios y los riesgos que significa ser cliente libre”, aseguró Andrade. . 

En este período, las comercializadoras y empresas suministradoras iniciarán una etapa de captación de clientes, promoviendo la conveniencia de migrar a un esquema de contratación más flexible.

“Esperamos que ocurra algo similar a lo que pasó cuando el umbral se fijó en 500 kW, cuando alrededor del 90% de los clientes regulados eligieron migrar al mercado libre”, proyecta el secretario ejecutivo de ACEN. 

No obstante, consideró que en esta ocasión la tasa de conversión podría ser ligeramente inferior, ya que algunos clientes regulados podrían no ver atractivo el cambio debido a diferentes factores como costos energéticos más bajos, falta de interés o percepción de riesgo en la fluctuación de precios. 

Para reducir estas barreras, Andrade remarcó la importancia de generar un trabajo de difusión sobre los beneficios de la migración, asegurando que más empresas comprendan las oportunidades que implica ser cliente libre.

Objetivos a futuro

El sector energético sigue impulsando nuevas transformaciones, a tal punto que un de los objetivos de ACEN es continuar reduciendo el umbral de potencia conectada, con la meta de alcanzar 100 kW en el mediano plazo. 

Además, la modificación de la ley de distribución es otro de los debates que se avecinan. Aunque el Ministro de Energía señaló en 2024 que la reforma ingresaría en marzo de 2025, el proceso legislativo se vislumbra complejo por las elecciones presidenciales de fin de año. 

“Bajar el límite a 300 kW fue un avance significativo, pero el objetivo sigue siendo ampliar la competencia y permitir que más clientes puedan elegir su proveedor de energía”, sostuvo Andrade.

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Genneia refuerza su posición de liderazgo en el sector energético, con el 19% del total de la potencia instalada renovable, consolidando su compromiso con el desarrollo sostenible y la transición hacia una matriz energética más limpia.

Según los datos surgidos de CAMMESA, durante el 2024, Genneia generó un total de 3.898.993 MWh de energía solar y eólica. Esta cantidad equivale al consumo de aproximadamente casi un millón de hogares, y es así como la compañía reafirma su rol activo en la generación de energías limpias, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera en el pasado año.

Noviembre se destacó como el mes de mayor generación, con un registro total de 393.520 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 937.077 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 19% del total de la potencia instalada, conformada por un 21% de la generación de la energía eólica y el 12% de la energía solar.

La compañía se destaca no solo por su capacidad de generación energética, sino también por su sólido liderazgo en financiamiento sostenible. En 2024, emitieron con éxito 4 Obligaciones Negociables (ON) Verdes por un monto total de US$ 142 millones, acumulando más de US$ 850 millones desde 2021, un claro testimonio de su fortaleza en el ámbito de las finanzas sostenibles.

En este contexto, la compañía aseguró un financiamiento de US $100 millones a diez años, con el apoyo de instituciones financieras internacionales, en pos de avanzar en nuevos proyectos solares en el interior del país. Este respaldo destaca el rol preponderante frente a los bancos de desarrollo del exterior.

Con la entrada en operación del Parque Eólico «La Elbita» (162 MW) en Tandil, Genneia alcanzó un hito significativo en su desarrollo energético, al sumar este proyecto como su octavo parque eólico y el más grande de la compañía en la región. De esta manera, refuerza su posición estratégica en el sector, elevando la potencia instalada total a 1.166 MW. Con este logro, la empresa continúa en su plan de ampliación de su cartera de centros renovables, que incluye 8 parques eólicos y 3 solares.

Además, la confianza de las empresas en Genneia sigue creciendo. Actualmente, más de 50 clientes corporativos de diversas industrias forjaron alianzas con la compañía, fortaleciendo su compromiso con la descarbonización de sus operaciones y consolidando a Genneia como un aliado estratégico en la transición hacia una economía de bajas emisiones. La mirada de las empresas, además, asume la eficiencia y competitividad de sus operaciones.

Con la mirada puesta en 2025, Genneia avanza con nuevos proyectos que duplicarán su capacidad de generación solar. De esta manera, continúan trabajando para seguir liderando el camino en el sector, integrando innovación y sustentabilidad en cada uno de sus proyectos, manteniendo su vocación de continuar liderando el sector.

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El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile sigue recibiendo solicitudes de tramitación ambiental por parte del sector energético, de tal modo que se presentaron 16 nuevos proyectos con almacenamiento a lo largo del primer mes del 2025.

Las centrales (híbridas o stand alone) suman 2031 MW de potencia y hasta 6813 MWh de capacidad de almacenamiento a instalar en el país, por inversiones cercanas a MMUSD 2518 entre las regiones de Antofagasta, Atacama, Coquimbo, Maule, Ñuble, O’Higgins, Valparaíso, y el Área Metropolitana de Santiago. 

Entre los proyectos presentados, el de mayor capacidad es Kanut, que planea instalar un sistema de almacenamiento (SAE) con baterías de 1.906 MWh y 381 MW. Su infraestructura incluye una subestación elevadora de 33/220 kV, una línea eléctrica soterrada de 220 kV y un complejo de 380 baterías, distribuidas en 76 centros de transformación y 2.280 inversores.

Otra iniciativa relevante es BESS Las Cañas, con una capacidad de 1.600 MWh y 400 MW. Este sistema basado en litio ferrofosfato (LFP) permitirá almacenar energía durante cuatro horas para su posterior inyección en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

En tercer lugar se encuentra el SAE BESS y Línea de Transmisión Melipilla, que proyecta 922,76 MWh de almacenamiento y 120 MW de potencia. Su diseño contempla una Línea de Alta Tensión de 220 kV y 230 metros de longitud, facilitando la conexión con la red eléctrica de la Región Metropolitana.

Le sigue BESS Mila, que propone 798 MWh de storage y 150 MW de potencia nominal en la Región de Atacama. Su infraestructura considera 51 unidades de batería, cada una equipada con dos contenedores BESS de 7,9 MWh y un transformador de media tensión.

También figura Beltrán BESS, con 150 MW y 837 MWh de capacidad de almacenamiento, repartido entre 310 contenedores de 40 pies, diseñados con módulos de hasta 2.700 kWh por unidad, además de sistemas auxiliares de protección y control.

Mientras que en el caso de BESS Lena, tendrá una capacidad estimada de 800 MWh, compuesto por 101 unidades de baterías con configuración de 2 contenedores de 7,9 MWh por unidad. La instalación estará conectada a la subestación Carrera Pinto 220kV, a través de una línea de transmisión de 3,58 km en 220kV.

Otro de los desarrollos destacados es BESS Polpaico, con 332 MWh de capacidad y 300 MW de potencia, conectado a la Subestación Polpaico mediante una línea de transmisión de 500 kV y 1.598 km de longitud.

Siguiendo la línea de los proyectos de gran escala se encuentran en evaluación “Lagunillas”, que propone 250 MW de storage por cuatro horas, mediante un sistema BESS complementado por una central fotovoltaica; como también “La Estancilla” que prevé 45 MWh de almacenamiento junto a  250 MW de potencia solar operativa. 

Por su parte, “SAE y Transmisión Yate” y “SAE y Transmisión Ollagüe” comparten características similares, con 200 MWh de storage y 40 MW de potencia cada uno, aunque a instalarse en la región de Maule y O’Higgins, respectivamente. 

Mientras que los parques de mediana y baja escala son los siguientes:

• PS El Prado, con 11,46 MW de capacidad fotovoltaica y un sistema de baterías de litio distribuidas en 18 contenedores marítimos de 40 pies.
• PS Gaviota Solar está diseñado como un proyecto PMGD, con 18 MWp fotovoltaicos y 120 MWh de almacenamiento. 
• PS Cotinga es la propuesta de menor capacidad en evaluación, con un storage de 3,44 MWh y 9 MW solares, inyectando la energía generada en la red local mediante una línea de 15 kV.

La creciente cantidad de solicitudes ambientales demuestra el interés de inversionistas y desarrolladores en la implementación de sistemas de almacenamiento, alineados con la necesidad de contar con una matriz energética más flexible y confiable, como también mitigar los elevados vertimientos renovables que se registran en Chile. 

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Colombia sigue consolidándose como un actor clave en la transición energética en Latinoamérica. De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el país ya cuenta con 2.051,34 MW de capacidad instalada en proyectos solares y eólicos en operación y pruebas, de los cuales 1.917,07 MW están en funcionamiento y 134,27 MW en fase de prueba.

Este avance refleja el compromiso del país con una matriz energética más limpia y diversificada, impulsando la incorporación de nuevas tecnologías que garanticen la estabilidad de la red eléctrica.

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Compensadores síncronos: Un paso clave para la estabilidad del sistema eléctrico

En este contexto, Colombia se une a Brasil y Chile en la implementación de compensadores síncronos, una tecnología esencial para mejorar la eficiencia y confiabilidad del sistema eléctrico nacional.

Adrián Correa, Director de la UPME, destacó este avance como un hito en la modernización de la red:

“Latinoamérica sigue avanzando hacia una red eléctrica más robusta y confiable. En nuestra región, solo Brasil cuenta con compensadores síncronos en su sistema eléctrico. Chile ha dado el segundo paso, iniciando su proceso de licitación en 2023. Ahora, me complace anunciar que Colombia se une a este selecto grupo de países con la implementación de compensadores síncronos, como parte de la ambiciosa Misión Transmisión lanzada recientemente por la UPME.”

Este primer paquete de obras incluirá cinco compensadores síncronos en la región Caribe, lo que permitirá:
✅ Mejorar la estabilidad del sistema eléctrico
✅ Aumentar la resiliencia ante variaciones de la red
✅ Facilitar la integración de más energías renovables

Mapa de proyectos: Energía renovable en expansión

Según la última actualización de la UPME, el despliegue de proyectos en operación y pruebas abarca diversas regiones del país, con una alta concentración en el norte y el centro de Colombia.

Entre los proyectos en operación destacan:
🔹 Trina – Yata BSL I (19,90 MW)
🔹 Sol y Cielo (9,90 MW)
🔹 Auto Gunjinas (1,80 MW)
🔹 Auto HydroSolar I (2,00 MW)

Mientras tanto, en fase de pruebas se encuentran iniciativas como:
🔸 El Guajaro I (19,99 MW)
🔸 Solar Alto de los Llanos I y II (14,90 MW y 17,90 MW)
🔸 Dunar 31 (5 MW)

Colombia, referente en la transición energética en la región

Este crecimiento en la generación de energías renovables y la modernización de la red eléctrica con compensadores síncronos posicionan a Colombia como un referente en la región. La apuesta por una infraestructura energética más robusta permitirá no solo reducir la dependencia de fuentes fósiles, sino también optimizar la calidad del servicio eléctrico a nivel nacional.

Con la Misión Transmisión, el país marca un antes y un después en su estrategia energética, asegurando una transición ordenada y sostenible. Como concluye Correa:

“Este es un gran avance para el sector energético colombiano y un ejemplo para toda la región.”

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El Senado discutirá y votará las propuestas de modificación a las leyes secundarias en materia eléctrica el miércoles 26 de febrero. Entre ellas, la Ley del Sector Eléctrico (LESE) es la que generó más revuelo entre los anteproyectos que circularon durante estas instancias previas.

Uno de los puntos clave de la LESE es la «planeación vinculante», la cual otorga a la Secretaría de Energía (SENER) la responsabilidad de definir el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico. Este plan debe garantizar la confiabilidad, continuidad y accesibilidad del servicio eléctrico, preservando la seguridad energética y promoviendo la transición energética.

Sin embargo, Paul Alejandro Sánchez, analista del sector energético, advierte que el concepto da lugar a algunas ambigüedades. “No queda claro cuál es el efecto que pudiera tener esta planeación vinculante, si se puede obligar a los participantes o incluso sancionarlos si no cumplen con las condiciones establecidas”, señala. Además, menciona que no se define con precisión el concepto de «seguridad energética», lo que podría generar interpretaciones varias o hasta discrecionalidad por un actor que es juez y parte.

Otro aspecto que genera controversia es la «requisa» de instalaciones eléctricas por parte del Estado en casos de desastres naturales, guerras, huelgas o situaciones que amenacen la seguridad nacional o la continuidad del suministro eléctrico. La ley establece que el Gobierno Federal podrá hacerse del control de bienes móviles e inmóviles necesarios para el suministro eléctrico y disponer de ellos mientras persistan las condiciones que lo motivaron. “El Estado puede tomar las instalaciones privadas hasta que se resuelva la situación y eso podría afectar la operación de algunas empresas”, explica Sánchez.

Si bien la requisa no es un concepto nuevo en México, ya que está contemplada en la Ley de Expropiación desde el Artículo 2 Bis agregado en 1993, su aplicación específica en el sector eléctrico bajo la LESE podría generar incertidumbre entre los inversionistas privados de aprobarse a finales de este mes de febrero.

Así mismo, la prohibición del «lucro» en el suministro básico es otro punto que despierta dudas. La LESE define el lucro como el excedente económico después de cubrir costos operativos y garantizar recursos para inversión, modernización y expansión. Sánchez indica que la inclusión de este concepto podría limitar la participación privada en el mercado.

“Se establece el concepto de lucro, pero no sabemos cuáles serán sus implicaciones”, afirma. Además, la ley menciona que el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico debe evitar el lucro para garantizar la seguridad y soberanía energética, lo que podría traducirse en un control estricto de tarifas y márgenes de ganancia.

Sánchez concluye que estos tres conceptos —planeación vinculante, requisa y lucro— representan cambios estructurales en el sector eléctrico mexicano: “Aunque su implementación busca fortalecer el papel del Estado y garantizar el acceso a la energía, también genera incertidumbre sobre el impacto que podrían tener en la participación privada y la operación del mercado eléctrico”.

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Morixe, a través de un acuerdo de abastecimiento por un plazo de 5 años con YPF Luz, comenzó a operar el 80% de su producción con energía renovable.

De esta manera, abastecerá el consumo energético de 19.900 MWh al año de las plantas de Morixe en Argentina, donde se elaboran más de 64 millones de kilogramos de alimentos anuales. La energía proviene del Parque Eólico General Levalle, ubicado al sur de Córdoba, que entró en operación a finales de 2024 y con los aerogeneradores más grandes del país.

Este acuerdo evita a Morixe la emisión anual de 4.600 toneladas de dióxido de carbono y es equivalente al consumo de energía de 5400 hogares.

Infografia

Por su parte, Román Malceñido, CEO de Morixe, expresó: “Esta iniciativa forma parte de la estrategia de la Compañía de poner al centro de las decisiones a las personas y a las comunidades donde nuestras Plantas productivas están presentes, continuando con el esfuerzo por impulsar la sostenibilidad y reducir la huella de carbono. Esta decisión es un reflejo de los valores de Morixe y de la responsabilidad que tenemos con las generaciones futuras”.

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, afirmó: “Nos enorgullece que empresas como Morixe, con más de un siglo de trayectoria en la producción de alimentos, nos elijan para dar el importante paso de abastecer sus operaciones con energía renovable de nuestros parques. Este impulso demuestra la importancia que tiene la transición energética para las industrias del país y cómo desde YPF Luz acompañamos el crecimiento y desarrollo energético”.

Acerca de Morixe

Morixe es una empresa con más de 120 años elaborando alimentos en Argentina y lo ha logrado gracias a la calidad y confiabilidad de sus productos a lo largo de su historia. Sigue invirtiendo e innovando para desarrollar nuevas categorías que satisfagan a los clientes y amplíen la familia de consumidores de Morixe, apalancados en la calidad y la competitividad de sus productos. Morixe en Argentina -Calidad y Sabor desde 1901-.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) es una compañía argentina, líder en generación de energía eléctrica, que opera desde 2013. Actualmente, tiene 17 activos y proyectos distribuidos en 8 provincias con una capacidad instalada de 3,3 GW. Está construyendo 368 MW de energía solar y eólica en proyectos ubicados en las provincias de Mendoza y Buenos Aires. YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable.

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La cuenta regresiva ha comenzado para FES Argentina 2025, el evento más convocante del sector de energías renovables, que este año reunirá a cerca de 500 empresarios, altos ejecutivos y representantes provinciales. Los días 26 y 27 de febrero, el evento reunirá a más de 500 referentes de la región en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) para abordar las perspectivas 2025, el futuro de los proyectos renovables, almacenamiento, hidrógeno verde, redes de transmisión y distribución, tendencias de mercado en el camino de la transición energética y el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

Uno de los grandes atractivos del evento es la activa participación de las provincias, que aprovecharán la ocasión para analizar el mercado de las energías limpias y evaluar posibles inversiones. Las autoridades regionales se reunirán con empresarios y expertos para discutir políticas públicas y estrategias que potencien la adopción de tecnologías sostenibles, consolidando así un puente entre el sector público y el privado.

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El evento también contará con la participación de los principales CEOs del sector, quienes compartirán sus visiones y experiencias en paneles y mesas redondas. Estos líderes, provenientes de empresas insignia, debatirán sobre los retos y oportunidades que presenta el futuro de las energías renovables, destacando la importancia de la innovación y la colaboración intersectorial para impulsar el desarrollo sostenible en la región.

Innovación, inversiones y futuro sostenible

FES Argentina 2025 no solo se convertirá en un espacio de networking, sino también en un foro estratégico para la presentación de proyectos innovadores y la discusión de tendencias globales. La agenda del evento está diseñada para explorar nuevos modelos de inversión y financiamiento, orientados a proyectos que promuevan la transición energética y reduzcan la dependencia de fuentes tradicionales. La convergencia de empresarios, inversores y representantes gubernamentales promete generar sinergias que impulsen el crecimiento del sector y consoliden a las energías renovables como motor de la economía del futuro.

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Conexión regional y proyección internacional

Además de su enfoque en el mercado argentino, FES se articula en una red más amplia de eventos internacionales, como FES México, ampliando el diálogo regional y abriendo puertas a colaboraciones transnacionales. Esta vinculación destaca la importancia de un enfoque integral que reconozca la interdependencia de los mercados energéticos en América Latina y el papel fundamental que juega la cooperación para enfrentar los desafíos climáticos.

Con una programación diversa y la participación de actores clave del sector, FES Argentina 2025 se posiciona como la cita imperdible para quienes buscan ser parte de la transformación energética. La convergencia de ideas, inversiones y tecnología en un solo lugar promete marcar un antes y un después en el desarrollo de las energías renovables en la región.

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Tras la aprobación de 18 adendas a los contratos de energía con generadores eléctricos en Honduras, especialistas advierten algunas irregularidades que podrían haber sido evitadas.

En primer lugar, desde la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ) aseguran que antes que optar por renegociar contratos, un camino que hubiera asegurado menores precios sería convocar a licitaciones (ver).

Además de aquello. Algunos contratos en particular estarían bajo análisis por no haber respetado un proceso esperado para una renegociación. En este artículo, se mencionarán sólo dos.

“Hay un caso de un contrato que realmente no fue una renegociación”, advierte Kevin Rodríguez, referente en energía de ASJ, indicando que se trataría de un contrato con una planta térmica de Bunker de 240 MW perteneciente a la empresa Empresa de Energía Renovable, S.A. de C.V. (ENERSA).

En este caso, el proyecto había sido ofertado en una licitación del gobierno anterior, ENARSA ganó la licitación en el 2017, el contrato se adjudicó en el 2018, pero nunca se aprobó en el Congreso Nacional.

¿Cuál es el debido proceso que deben atravesar este tipo de contratos? El especialista repasa que por el hecho de que la empresa que contrata es pública, esos contratos los aprueba inicialmente la ENEE, luego debe pasar por el visto bueno del regulador y finalmente obtener luz verde del Congreso.

Sin embargo, cuando asumió la nueva administración de gobierno, en lugar de seguir el proceso esperado, trasladó el proyecto al mercado de oportunidad y, en el periodo de tiempo que transcurrió, ENERSA estuvo cobrando al precio del mercado, cuando había un contrato que había sido ganado y que establecía un valor menor.

Si bien, en el memorando de entendimiento firmado entre la ENEE y ENERSA las partes acuerdan ampliar la vigencia del contrato dos años más, en tanto que la empresa generadora aplicase una disminución de precio de suministro; Rodriguez advierte que en este tiempo las autoridades generaron una distorsión en los precios que hizo recibir a la generadora más dinero.

Ahora bien, no todas serían malas noticias, con buena voluntad ENERSA no sólo redujo el precio del contrato repercutiendo en una disminución del 4% de la tarifa, sino que además se comprometió a devolver los excedentes que le brindó el precio del mercado de oportunidad en estos años.

Por otro lado, la adenda 061-2014 también generó dudas sobre su resolución. Se trata de aquella de la ENEE con San Marcos Wind Energy, S.A. de C.V. (Cololaca – Total Energy) que fue renegociada el 14/02/2023 y que es una central que aún no entró en operación.

En este caso, la empresa obtuvo contrato no por licitación sino por contratación directa en 2014, bajo la ley anterior que permitía esta modalidad a precio fijado por el regulador, y ya había obtenido aprobación por el Congreso Nacional.

¿Qué irregularidad existe con este proceso de aprobación? De acuerdo al especialista en energía consultado, en su adenda solo se disminuye el precio por lo que, desde su perspectiva, no debería haber pasado nuevamente por el Congreso.

“Al Congreso solo se le envía un PPA si le estás dando algún beneficio como una exoneración, si le estás ampliando la capacidad o si estás ampliando el tiempo, porque obviamente esos contratos pasan periodo presidencial.

Cololaca con el único cambio que tuvo no tenía que ir al Congreso. Aquí es donde ves la direccionalidad de la administración”, subrayó Rodríguez.

Ahora bien, producto de esta renegociación un aspecto positivo es que cuando entre el proyecto su reducción en el precio, utilizando el escenario 2023, podría contribuir a bajar la tarifa un 1% a los usuarios hondureños.

Estos dos casos dejan en evidencia la buena voluntad de las empresas generadoras privadas en Honduras al contribuir con beneficios para el estado mientras aseguran la continuidad de sus inversiones a pesar de que no se les respetaron condiciones contractuales y debidos procesos.

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Días atrás, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile adjudicó a Grupo ISA (Interconexión Eléctrica SA), Engie, Transemel, Sociedad de Transmisión Austral en una nueva licitación para expandir el sistema de transmisión nacional y zonal del país. 

Las empresas fueron las ganadoras de la convocatoria para la construcción y ejecución de 9 obras amparadas en los Decretos Exentos Nº 58/2024 y 04/2024 del Ministerio de Energía, de las cuales 8 corresponden a subestaciones seccionadoras (S/E). 

Y si bien las obras tienen un plazo máximo de concreción que oscila entre 18, 54 o 60 meses (dependiendo cada proyecto), el sector ya está habilitado a solicitar la autorización de conexión (SAC) en dichas subestaciones, que será por orden de prelación. 

Tal es así que a las pocas horas de conocerse los ganadores, ya había empresas interesadas en obtener de punto de conexión; hecho que escaló progresivamente de modo que, en el último recuento, existen casi 40 pedidos repartidos entre las 8 subestaciones a construir. 

La S/E Manuel Rodríguez (Engie fue adjudicada con la obra) ya cuenta con 20 solicitudes válidas, convirtiéndose hasta el momento en la infraestructura más requerida; aunque sólo 6 de ellas podrán conectarse, por lo que los restantes 14 proyectos deberán esperar que algún proyecto sea rechazado o desista de dicho punto. 

En segundo lugar se ubica la subestación eléctrica Lolleo (asignada a Transemel), que secciona las líneas 1×110 kV Alto Melipilla – San Antonio y 1×110 kV Leyda – San Antonio. La misma recibió 7 peticiones de interés para conectarse, pero sólo posee 5 plazas disponibles y como consecuencia dos deberán aguardar una posible liberación de cupos. 

El podio lo completa obra que secciona las líneas 1×154 kV Linares – Tap Yerbas Buenas y 1×66 kV Chacahuín – Tap Putagán, la S/E  Valentín Letelier (Transemel) que ya cuenta con 6 solicitudes de interconexión. 

La particularidad es que hay 4 solicitudes presentadas para el patio de 154 kV y otras 2 en 66 kV, por lo que 2 proyectos de generación a conectarse en 154 kV quedarán a la espera, a la par que existen otras 2 posiciones disponibles en 66 kV. 

El resto de los pedidos en las otras infraestructuras adjudicadas por el Coordinador Eléctrico se reparten de la siguiente manera: 

• S/E Lo Campino (Sociedad de Transmisión Austral): Sólo 1 solicitud en 220 kV y tiene disponible otras 4 en 220 kV y 7 en 110 kV
• S/E Don Melchor (Sociedad de Transmisión Austral): 1 petición solicitada y 2 posiciones libres
• S/E Nos (Transemel): Interés de 2 proyectos, sobrando espacio para otros 2
• S/E Reloncaví (Sociedad de Transmisión Austral): 1 presentación y 2 posiciones libres
• S/E Schwager (Transemel): Aún no tuvo interés para el punto de conexión, por lo que hay disponible 4 posiciones en 220 kV y 4 en 66 kV.

Este hecho demarca una problemática dentro del sector energético de Chile y abre las puertas al debate de si la regulación es la correcta o si se debiera revisar y reformular el proceso correspondiente para acceder a los puntos de conexión de una forma más equitativa. 

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La UPME estima que en 2025 se incorporará aproximadamente 1 GW de nueva capacidad Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), un ritmo de expansión que intenta alcanzar el objetivo del Gobierno de conectar 6 GW en el mediano plazo.

Si bien se trata de una meta difícil de cumplir, de los 1,916,06 MW solares fotovoltaicos conectados, que representan cerca del 9% de la matriz eléctrica (ya que hoy no hay potencia eólica disponible), el año pasado se conectaron alrededor de 1 GW solar. Un buen ritmo de cara al objetivo presidencial.

«El estimado que tiene nuestro equipo es que este año podemos estar ingresando aproximadamente 1 GW de nueva capacidad», señala Adrián Correa Flórez, director de la UPME, en diálogo con Energía Estratégica.

El directivo también destaca que este cálculo no incluye aún la entrada en operación de los proyectos eólicos de La Guajira, cuya conexión depende de la finalización de la línea Colectora I, específicamente del tramo Cuestecitas-La Loma, cuya construcción concluirá en el segundo semestre de 2025. «Esta línea habilitará aproximadamente 1 GW adicional de proyectos eólicos que esperamos que avancen en paralelo», detalla Correa Flórez.

Según confió Juan Ricardo Ortega, presidente del Grupo Energía Bogotá (GEB), a Energía Estratégica, propietaria de Colectora I, la línea en 500 kV entrará en operación en octubre de 2025, luego de superar el proceso de consultas previas con comunidades indígenas. Esta infraestructura, que se extenderá por 475 kilómetros, permitirá transportar hasta 1,050 MW de energía eólica desde La Guajira hasta el centro del país, y un total de 2,5 GW.

El proyecto ha sido clave para la integración de energía eólica y solar en Colombia, pero enfrentó retrasos debido a negociaciones con comunidades locales, un proceso que finalmente fue aprobado a finales de 2024. Con la finalización de su construcción en el segundo semestre de 2025, el país podrá desbloquear el potencial renovable del norte y fortalecer su red eléctrica.

Refuerzo en la transmisión: 20 nuevas adjudicaciones en 2025

Para viabilizar el crecimiento renovable, la UPME también trabaja en la expansión del sistema de transmisión. En 2024, la entidad marcó un récord histórico con la aprobación de 19 obras, duplicando el mejor desempeño previo.

Este año, se busca superar esa cifra, con un estimado de 20 nuevas adjudicaciones. «Queremos estar por encima de las 20, pero sabemos que hay desafíos en permisos y ejecución», señala Correa Flórez. Estas obras permitirán descongestionar la red, solucionar problemas estructurales de corto circuito y garantizar la conexión de nuevos proyectos renovables.

Entre las iniciativas clave para 2025, se destacan compensadores síncronos, que mejorarán la calidad de la energía y facilitarán la integración de fuentes variables. «En febrero se abrirá la convocatoria para cinco compensadores síncronos en el Caribe colombiano, una tecnología que solo Brasil utiliza actualmente en la región», explica el director de la UPME.

Expansión del almacenamiento con baterías: cinco proyectos en marcha y más estudios en desarrollo

Otro eje estratégico es el almacenamiento de energía, esencial para gestionar la intermitencia de las renovables. «Ya propusimos cinco baterías en el portafolio estratégico«, detalla Correa Flórez, resaltando que estas infraestructuras estarán ubicadas en el Caribe, el centro del país y el suroccidente.

Además, la UPME analiza habilitadores regulatorios para incentivar proyectos híbridos. «Estamos evaluando cómo facilitar la incorporación de baterías en plantas solares ya aprobadas, lo que permitiría optimizar el uso de la infraestructura existente», explica el funcionario.

A nivel centralizado, la entidad ya cuenta con estudios avanzados para identificar nuevas ubicaciones estratégicas. «Inicialmente íbamos a incluir más baterías en las 98 obras del portafolio estratégico, pero decidimos generar una señal independiente de almacenamiento, que se presentará en abril o mayo», adelanta Correa Flórez.

Reformas regulatorias para acelerar la transición energética

Para garantizar que estos proyectos avancen sin contratiempos, la UPME también trabaja en reformas regulatorias que permitan agilizar las conexiones y licitaciones de nuevas infraestructuras.

Uno de los principales desafíos es la capacidad disponible en los nodos de red. «Desde 2024, venimos publicando los resultados de la priorización de proyectos de generación por áreas eléctricas, lo que permite identificar qué nodos tienen capacidad y cuáles requieren refuerzos«, explica Correa Flórez.

Hasta la fecha, la UPME ya publicó los estudios de cinco áreas eléctricas y espera completar el análisis de las 14 regiones en 2025: ya se han avanzado sobre 5 y se espera terminar con 9 restantes. «Este proceso brinda mayor transparencia y previsibilidad a los inversionistas, facilitando la toma de decisiones», el titular de la UPME.

Infraestructura de gas natural y combustibles líquidos: asegurando el abastecimiento energético

Más allá del sector eléctrico, la UPME también avanza en la modernización del sistema de transporte y almacenamiento de hidrocarburos.

En 2024, se adjudicaron cinco obras clave del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, muchas de ellas pendientes desde 2017. «Nos encontramos con un sector en cuidados intensivos, pero estamos tratando de solucionar estos problemas estructurales a través de nueva infraestructura«, afirma Correa Flórez.

En paralelo, la entidad trabaja en el Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, que incluirá la creación de 16 almacenamientos estratégicos de jet fuel, diésel y gasolina en todo el país, incluyendo zonas de frontera.

«Este es un proyecto disruptivo, ya que por primera vez se plantea una estrategia integral para fortalecer la confiabilidad del suministro de combustibles refinados», explica el director de la UPME.

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El Proceso de Planificación Eléctrica de Largo Plazo (PELP) 2023-2027, elaborado por el Ministerio de Energía de Chile junto a un conjunto de expertos, busca formular escenarios energéticos para los próximos años, estableciendo proyecciones sobre la evolución de distintas tecnologías de generación. Estos escenarios son utilizados para evaluar, cada año, las líneas de transmisión que serán parte de los planes de expansión de transmisión, y, en consecuencia, se licitarán y construirán. 

En la etapa de observaciones, AFRY preparó un informe independiente que revela que las estimaciones incluidas en el PELP, particularmente en relación con la expansión de generación eólica, presentan un nivel de optimismo que no se condice con las tendencias esperadas del sector.

Jorge Hurtado, senior consultant de AFRY, dialogó con Energía Estratégica y explicó que el PELP proyecta una tasa de crecimiento anual promedio de 2.3 GW de capacidad eólica hasta 2029 en dos de sus escenarios (Transición Acelerada y Carbono Neutralidad), lo que supondría alcanzar un total de 18 GW en ese año. 

“Al analizar el ritmo histórico de crecimiento de la eólica en Chile entre 2015 y 2024, se observa que la media ha sido de  0,6 GW por año. Además, considerando los plazos de permisología más las centrales en construcción/desarrollo, no será factible alcanzar la capacidad eólica del PELP al 2029. Con esto no quiero decir que no se instalarán centrales eólicas, sino que el ritmo será más lento”, indicó. 

El análisis técnico detalla que para cumplir con estos objetivos de expansión sería necesario superar varias barreras estructurales, considerando que si se materializan todos los proyectos con Resolución de Calificación Ambiental (RCA) aprobada (4 GW) y en proceso de evaluación ambiental (4,7 GW), lo que es muy difícil, todavía faltarían más de 3 GW adicionales para alcanzar las metas proyectadas en el PELP en al menos dos de los tres escenarios.

“También hay indicadores que permiten observar cuáles son las tendencias de corto plazo que ve la industria, viéndose mucho interés en proyectos híbridos solares con almacenamiento. Es decir que, bajo la mirada de AFRY, el PELP termina recogiendo una expansión eólica de corto plazo muy optimista bajo el marco regulatorio actual”, señaló Hurtado. 

El análisis del PELP también muestra una sobreestimación del factor de planta de la energía eólica en Chile. Según las bases de datos del proceso de planificación, la disponibilidad del recurso eólico de centrales existentes es igual al 37%, mientras que los recursos reales observados son iguales a un 29%. Respecto a las nuevas inversiones, estas serán construidas con un factor de planta medio del 39%, de los cuales 6GW presentan recursos superiores a 49%. 

Esta diferencia afecta la competitividad de la eólica frente a otras fuentes de generación que puede impactar en la rentabilidad de los proyectos y, por tanto, en las decisiones de inversión de los modelos de planificación.

Otro punto que destacó el experto es que no debemos perder de vista el objetivo principal de este proceso, que es la definición de escenarios que servirán para evaluar las obras de transmisión de Chile. Por ejemplo, si planteamos escenarios donde la capacidad será predominantemente eólico en el sur y se construyen líneas para ese objetivo; pero en la realidad la capacidad instalada se conecta en el norte, esto generaría curtailment y zonas de precio en el norte y una capacidad de transmisión sobredimensionada en el sur. Como consecuencia, generaría ineficiencias, lo que terminaría traduciéndose en alzas en las cuentas de la luz para todos los chilenos.

A la luz de estos hallazgos, AFRY recomienda ajustar las proyecciones del PELP para alinearlas con el comportamiento observado del sector y con datos más precisos sobre el desarrollo de proyectos de corto plazo. En particular, se sugiere revisar las tasas de expansión de corto plazo, basándose en información reciente sobre permisos ambientales, acceso abierto, financiamiento y estado de los proyectos en desarrollo. 

Además, enfatiza la necesidad de incorporar variables económicas clave para entender los costos de cada tecnología, como el OPEX, la tasa WACC, los plazos de construcción y la vida útil, para reflejar con mayor precisión los costos de desarrollo de cada tecnología.

En definitiva, el análisis de AFRY advierte que la expansión proyectada eólica en el PELP excede la capacidad real del sector para desarrollarse a ese ritmo y que alcanzar tales niveles de penetración en el corto plazo es altamente compleja sin medidas concretas de incentivos. 

Pero por otro, su senior consultant resaltó que “no se puede perder de vista el objetivo principal del proceso, que es la definición de escenario con el fin de construir nuevas líneas de transmisión”, a fin tener una planificación integrada y aprovechar todo el potencial renovable de Chile. 

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Las decisiones tardías en temas tarifarios y regulatorios están frenando inversiones, afectando la estabilidad del sector eléctrico y retrasando mejoras en el servicio.

Así lo señaló el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola, durante el Foro de Energía 2025 de APEDE, donde destacó que agilizar estos procesos daría mayor confianza a los inversionistas, facilitaría la modernización del sistema y garantizaría un suministro más eficiente.

«Hoy, cualquier persona puede presentar una demanda y frenar el sistema tarifario, lo que ha generado afectaciones de hasta 38 millones de dólares en el flujo de caja de las compañías eléctricas», advirtió Urriola, quien también señaló que multas impuestas por la ASEP a las Distribuidoras pueden tardar más de 12 años en resolverse, algo que consideró inaceptable para un sector que depende de inversiones constantes y reglas claras para operar.

En otro tema, el Secretario destacó que Panamá está en una posición estratégica para contribuir a la Seguridad Energética de la región y que el país impulsará la eliminación de restricciones en la exportación de electricidad.

Anunció que en los próximos días viajará a El Salvador para negociar la flexibilización de las reglas de Interconexión, asegurando que Panamá está listo para asumir un rol más efectivo en el suministro energético regional. «Nuestra capacidad de generación debe convertirse en una oportunidad de desarrollo para el país y la región», afirmó.

Además, confirmó que Panamá instalará un respaldo del Centro de Despacho del Sistema Centroamericano, fortaleciendo su liderazgo como Hub Energético Regional.

Urriola también destacó los esfuerzos para garantizar la operatividad de una planta de Gas Natural Licuado (GNL) en el país, señalando que las condiciones impuestas para su funcionamiento han sido excesivamente estrictas.

Explicó que el Estado Panameño, como uno de los propietarios de la planta, ha mantenido conversaciones con las empresas involucradas, el Centro Nacional de Despacho (CND) y otras entidades con el objetivo de encontrar soluciones prácticas y eficientes que permitan su pleno aprovechamiento.

Finalmente, adelantó que tras la aprobación de la Ley de Seguridad Social, se retomará la reforma de la Ley 6 para actualizar el marco regulatorio del Sector Eléctrico, con el objetivo de garantizar estabilidad y modernización en el mercado energético panameño.

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Future Energy Summit 2025 se perfila como el evento clave para los líderes del sector energético en Hispanoamérica. Este año, el evento contará con dos ediciones estratégicas: del 26 al 27 de febrero en Buenos Aires, Argentina, y el 11 de marzo en la Ciudad de México.

Ambas ciudades serán el escenario donde ejecutivos de alto nivel, representantes de las empresas más influyentes y actores clave de la industria renovable analizarán tendencias, desafíos y oportunidades que marcarán el rumbo de la transición energética en la región.

En Buenos Aires, participarán figuras destacadas como Martín Brandi, CEO de PCR, Nahuel Vinzia, CEO de Coral Energy, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, quienes lideran proyectos clave en la generación y distribución de energía renovable. En la edición mexicana, se unirán Pedro Cañamero, CEO México de Enel, y Gerardo Pérez, CEO de EDF México, dos líderes reconocidos por su visión innovadora en el desarrollo de soluciones sostenibles.

Con más de 500 asistentes esperados en cada edición, Future Energy Summit no solo ofrece paneles dinámicos y presentaciones técnicas, sino también espacios diseñados para el networking y la generación de negocios. Estos encuentros serán esenciales para que empresas y líderes encuentren socios estratégicos y consoliden acuerdos que impulsen la adopción de energías limpias en la región.

El lanzamiento de FES Storage: un nuevo capítulo para la industria

Future Energy Summit 2025 marcará también el lanzamiento de su nueva unidad de negocio: FES Storage, un espacio exclusivo dedicado al almacenamiento energético. Este ámbito, fundamental para mitigar la variabilidad de las energías eólica y solar fotovoltaica, se ha convertido en un pilar de la transición energética global.

FES Storage no es solo un panel dentro del evento, sino una unidad de negocio con identidad propia, diseñada para conectar a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía. Este nuevo espacio tiene como objetivo abordar tanto los desafíos técnicos como las oportunidades de negocio que ofrece el almacenamiento energético, destacando su papel estratégico en el crecimiento de las energías renovables.

Con presencia en mercados clave como República Dominicana (2 y 3 de abril), España (24 de junio) y Chile (25 y 26 de noviembre), FES Storage será un punto de encuentro para discutir tendencias de mercado, estrategias de inversión y regulaciones emergentes. Este enfoque global busca posicionar al almacenamiento como un motor de innovación y una oportunidad económica clave para los próximos años.

“El almacenamiento de energía es el futuro, y FES Storage será el punto de encuentro para quienes quieren liderar ese cambio”, destacan desde la organización. Con esta apuesta, el Future Energy Summit amplía su impacto, consolidándose como un referente no solo en energías renovables, sino también en la integración de soluciones para garantizar la estabilidad y la eficiencia de las redes energéticas a nivel global.

Una mirada al futuro

Future Energy Summit 2025 no solo será un espacio para discutir el presente del sector energético, sino también para construir el futuro de la industria. Con la participación de los principales CEOs del sector y el lanzamiento de FES Storage, este evento promete convertirse en el catalizador de nuevas alianzas, proyectos innovadores y estrategias clave para enfrentar los desafíos de la transición energética.

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El Gobierno de Paraguay avanza en una serie de modificaciones normativas para destrabar proyectos estratégicos, dinamizar la inversión en energías renovables y garantizar la expansión de la infraestructura eléctrica.

Uno de los puntos centrales de esta estrategia es la necesidad de afinar detalles de la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y de ciertos requerimientos que solicitaba el sector privado para finalmente realizar la licitación del primer parque solar de Chaco Central. 

«Queremos hacer el cambio normativo dentro del primer trimestre y a mitad de año tener una primera licitación pública, para luego dinamizar el proceso y acompañar nuestro fuerte crecimiento energético», enfatizó el viceministro de Minas y Energía, Mauricio Bejarano, en diálogo con Energía Estratégica. 

Las modificaciones en análisis incluyen la posibilidad de que la convocatoria habilite consorcios integrados por diversas compañías, así como la opción de que el adjudicatario pueda ceder el proyecto a otra empresa, un mecanismo habitual en el sector pero que hasta ahora no estaba contemplado en Paraguay.

Además, en principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 le permite a la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

Y la ley marca un plazo de suministro de 15 años, pero desde el gobierno buscarán extender ese período de contrato PPA hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales.

Cabe recordar que estaba previsto que la convocatoria se publicara durante el 2024, pero el gobierno encontró una serie de barreras normativas dentro de la ley de licitaciones públicas que podría repercutir en que la convocatoria quedara desierta. 

Asimismo el Gobierno ha abierto la posibilidad de ampliar la capacidad del parque a 140 MW (40 MW más de lo inicialmente previsto), considerando la demora en la licitación y el incremento de la demanda energética. Y de acuerdo con estimaciones de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), la instalación de este parque requerirá una inversión aproximada de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia.

«Si bien nos está costando esta primera licitación debido a que en Paraguay solo ANDE compra la energía y operamos bajo una ley de licitaciones públicas, queremos modificar el marco legal para que el sector privado pueda participar con más flexibilidad en el desarrollo de proyectos renovables», insistió Bejarano.

“Del mismo modo, estamos reglamentando la ley que prevé viabilizar la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas, en pos de sumar una nueva fuente en la que Paraguay tiene un potencial de 1000 MW en ríos internos. Es trascendente su reglamentación ya que toda capacidad que se sume en el futuro será importante”, agregó. 

Inversiones privadas en infraestructura eléctrica: concesiones y financiamiento

El Gobierno paraguayo también impulsa una revisión del modelo de concesiones en infraestructura eléctrica, por lo que está la tarea de reglamentar el método concesional para que sea de derecho y no solamente de facto, con el fin de atraer capital privado y acelerar la expansión de la generación y de los sistemas de transmisión y distribución. 

«Buscamos que las concesiones puedan aplicarse en infraestructura eléctrica, permitiendo el ingreso de capital privado para fortalecer la red y hacerla más dinámica. Estamos embarcados en un cambio radical en la asociación público-privada, y queremos que el sector privado tenga más herramientas para invertir», explicó el viceministro.

Además, Paraguay estudia mecanismos financieros alternativos para incentivar la inversión en el sector energético, como la mayor utilización del leasing y contratos llave en mano. Modalidades que han sido exploradas en el pasado, pero su implementación ha sido limitada. 

“Todo emprendimiento del sector privado va a tener un rol preponderante para el futuro en generación, en infraestructura, tanto en transmisión como en distribución. Entonces vamos a apuntar a aceptar todo lo que sea la normativa de este viceministerio para que esto pueda ser una realidad”, concluyó. 

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El director de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil, Ricardo Tili, reveló que la entidad continúa trabajando en las normativas vinculadas al almacenamiento de energía y servicios auxiliares. 

Tal es así que afirmó que el reglamento que abarque a las baterías y plantas reversibles de ciclo abierto “deberá publicarse en mayo del presente año” y que el mismo será la “próxima frontera” para el desarrollo y crecimiento del sector eléctrico del país. 

Y cabe recordar que el pasado 30 de enero finalizó la segunda etapa de la consulta pública N°39/2023, destinada a la adecuación regulatoria que permita la incorporación de sistemas de almacenamiento como herramienta de apoyo a la transición energética sustentable.

Por lo que ANEEL deberá analizar todos los aportes del sector para componer la nota técnica correspondiente, que en esta oportunidad se centrará en los modelos de negocio de las tecnologías mencionadas y las aplicaciones para mitigar los vertimientos renovables.

Y cabe recordar que el gobierno de Brasil proyecta que este año se lleve adelante la primera subasta de reserva de capacidad para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas BESS, denominada “LRCAP Almacenamiento”. 

Si bien aún resta la definición de varios puntos, entre ellas la definición de la tarifa CUST/D aplicable y las reglas para el otorgamiento de licencias, el documento preliminar de la licitación prevé que los proyectos contratados en deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW) por el equivalente a cuatro horas diarias de despacho continuo en el sistema eléctrico, con un máximo de un ciclo diario de carga y descarga. 

Además, está en análisis el modelo económico de la subasta, pero el titular del proyecto tendría derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores. Y se vaticina que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole.

“Las fuentes renovables representan alrededor del 89% de la matriz eléctrica brasileña, incluyendo la generación centralizada y distribuida, lo que confirma la vocación del país por la sostenibilidad y el papel de liderazgo en la transición energética. Para que la expansión continúe y conquistemos el mencionado protagonismo como país generador de electricidad de manera eficiente y sostenible, el almacenamiento de electricidad se convierte en un factor determinante”, indicó Ricardo Tili

“La capacidad de almacenar y gestionar estratégicamente la energía no solo aumenta la fiabilidad del sistema, sino que también crea nuevas oportunidades de negocio e inversiones para un mercado cada vez más dinámico. La idea es estructurar un stack de ingresos que garantice la viabilidad económica para que estos sistemas sean más frecuentes en Brasil, como ya ocurre en otros países”, subrayó. 

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile adjudicó a 4 empresas para la construcción y ejecución de 9 obras para fortalecer los sistemas de transmisión nacional y zonal que estaban amparados en los Decretos Exentos Nº 58/2024 y 04/2024 del Ministerio de Energía.

De acuerdo al acta publicada en la web oficial del Coordinador, los ganadores de esta convocatoria fueron Grupo ISA (Interconexión Eléctrica SA), Engie, Transemel, Sociedad de Transmisión Austral (SAESA).

Y entre las entre las obras adjudicadas están el Nuevo Sistema de Control de Flujo para Tramos 220 kV Las Palmas – Centella, Nueva S/E Lo Campino, Nueva S/E Schwager, y Nueva S/E Don Melchor, a un valor anual de la transmisión por tramo (VATT) de USD 25.836.902. 

Puntualmente, esta licitación incluía 20 obras en total, de las cuales 15 eran nuevas y 5 ampliaciones; por lo que cabe aclarar que varios grupos que consideraban proyectos de ampliación quedaron desiertos ya que no llegaron ofertas en el proceso que comenzó en julio de 2024 y que vio las ofertas económicas el pasado 29 de enero del presente año.

Transemel fue la firma que se quedó con el mayor número de adjudicaciones, ya que finalmente resultó ganadora en 4 de los 5 proyectos en los que ofertó, por un monto acumulado de USD 7.599.213. 

• Nueva S/E Llolleo
• Nueva S/E Nos
• Nueva S/E Valentín Letelier
• Nueva S/E Schwager

Por el lado de Sociedad de Transmisión Austral, se ubicó un escalón por debajo en cuanto al número de obras de transporte eléctrico asignadas con 3 (sobre las 8 ofertas de la empresa) que suman un valor anual de la transmisión por tramo de USD 10.375.000. 

• Nueva S/E Lo Campino
• Nueva S/E Don Melchor
• Nueva S/E Reloncaví

Mientras que Grupo ISA y Engie se repartieron el nuevo sistema de control de flujo para tramos 220 kV Las Palmas – Centella y la nueva subestación eléctrica Manuel Rodríguez, por un VATT de USD 6.708.607 y USD 1.154.082, respectivamente. 

¿Cómo sigue el proceso? Los adjudicatarios deberán formalizar la aceptación de la adjudicación, lo que será parte de los expedientes que serán entregados al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Y una vez concreten las obras entre los próximos 18, 54 o 60 meses, dependiendo cada proyecto, se ampliarán los más de 3100 kilómetros de extensión del Sistema Eléctrico Nacional que hoy en día opera el Coordinador Eléctrico Nacional.

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El Gobierno de Colombia continúa comprometido con la lucha por las tarifas justas y por un cambio real al sistema eléctrico nacional, por este motivo, el Ministerio de Minas y Energía, a través del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y bajo el mandato de la Presidencia de la República, entregaron hoy, en Santa Marta, la primera Comunidad Energética (CE) de Tenderos en el Caribe, proyecto que hace parte de la estrategia «Colombia Solar ¡Para Economías Populares!».

Con una inversión total de $42.000 mil millones de pesos, este proyecto está permitiendo a comerciantes y emprendedores ahorrar hasta un 50% en sus facturas de energía eléctrica lo que no solo representa un alivio significativo para sus negocios y familias, sino que también impactará de manera directa a los vecinos y compradores, ya que, a menos valor del pago en la factura de energía eléctrica, se verán reducidos los valores en los bienes y servicios que éstos ofrecen.

El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, afirmó que “este 2025 la tarea es pasar de esta primera fase que fueron 100 y llegar a 1000 tiendas en Colombia, desde el Ministerio de Minas y Energías seguiremos avanzando y poniéndonos metas cada vez más grandes para hacer miles y miles de tiendas en todo el país, pero necesitamos que, desde las alcaldías, desde las gobernaciones, aprendamos de la experiencia del programa nacional para desarrollar programas a nivel local. Ponemos toda la experiencia, la capacitación, incluso los diseños, ingeniera a disposición para que se hagan otras tantas”.

El proyecto, que en su primera etapa cubrió el 100% del costo de implementación de 100 Sistemas Solares Fotovoltaicos- SSFV, fue financiada en su totalidad con recursos del Gobierno Nacional. Los comercios beneficiados se ubican en los municipios de Santa Marta con 20 soluciones implementadas, Ciénaga con 3, Fundación con 3, Plato con 3, Barranquilla con 10, Soledad con 5, Riohacha con 10, Valledupar 9, Bosconia 9, Curumaní 3, Cartagena 8, Sincelejo 7 y Montería con 7.

En la segunda fase el Gobierno aportará un 60% o hasta $20 millones de pesos para más de 900 establecimientos de comercio en todo el país. Este proyecto está alineado con los objetivos de sostenibilidad del Gobierno Nacional en la El Gobierno del Cambio continúa comprometido con la lucha por las tarifas justas y por un cambio real al sistema eléctrico nacional, por este motivo, el Ministerio de Minas y Energía, a través del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía – FENOGE y bajo el mandato de la Presidencia de la República, entregaron hoy, en Santa Marta, la primera Comunidad Energética -CE- de Tenderos en el Caribe, proyecto que hace parte de la estrategia Colombia Solar ¡Para Economías Populares!.
Con una inversión total de $42.000 mil millones de pesos, este proyecto está permitiendo a comerciantes y emprendedores ahorrar hasta un 50% en sus facturas de energía eléctrica lo que no solo representa un alivio significativo para sus negocios y familias, sino que también impactará de manera directa a los vecinos y compradores, ya que, a menos valor del pago en la factura de energía eléctrica, se verán reducidos los valores en los bienes y servicios que éstos ofrecen.

El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, afirmó que “este 2025 la tarea es pasar de esta primera fase que fueron 100 y llegar a 1000 tiendas en Colombia, desde el Ministerio de Minas y Energías seguiremos avanzando y poniéndonos metas cada vez más grandes para hacer miles y miles de tiendas en todo el país, pero necesitamos que, desde las alcaldías, desde las gobernaciones, aprendamos de la experiencia del programa nacional para desarrollar programas a nivel local. Ponemos toda la experiencia, la capacitación, incluso los diseños, ingeniera a disposición para que se hagan otras tantas”.

El proyecto, que en su primera etapa cubrió el 100% del costo de implementación de 100 Sistemas Solares Fotovoltaicos- SSFV, fue financiada en su totalidad con recursos del Gobierno Nacional. Los comercios beneficiados se ubican en los municipios de Santa Marta con 20 soluciones implementadas, Ciénaga con 3, Fundación con 3, Plato con 3, Barranquilla con 10, Soledad con 5, Riohacha con 10, Valledupar 9, Bosconia 9, Curumaní 3, Cartagena 8, Sincelejo 7 y Montería con 7.

En la segunda fase el Gobierno aportará un 60% o hasta $20 millones de pesos para más de 900 establecimientos de comercio en todo el país. Este proyecto está alineado con los objetivos de sostenibilidad del Gobierno Nacional en la reducción de 741,20 toneladas de (CO₂) al año que no se emite al ambiente, gracias a la implementación de estas tecnologías para la etapa 1 y 2 del proyecto.

La directora ejecutiva de FENOGE, Ángela Patricia Álvarez, señaló la importancia de este proyecto en la estrategia de sostenibilidad del país: «Estamos convencidos de que la energía renovable no debe ser un privilegio, sino una solución accesible para todos. Con esta iniciativa, no solo estamos brindando ahorro económico a los pequeños negocios, estamos impulsando un cambio cultural hacia el uso responsable y sostenible de la energía. Este es el tipo de proyecto que realmente impacta a las comunidades y fortalece la economía popular, seguimos cumpliendo con la Transición Energética Justa».

Con los 400 kWp que se han instalado se esperan ahorros en consumo de energía de 300 a 500 kWh/mes y una disminución aproximada de 69,40 toneladas de emisiones de dióxido de carbono (CO₂) durante el primer año.

La estrategia Colombia Solar ¡Para Economías Populares! fortalecerá las capacidades productivas de los pequeños negocios como tiendas de barrio, panaderías, cafeterías, ferreterías y otros establecimientos comerciales que son el pilar y el sustento de miles de familias.

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El posicionamiento de Javier Milei en el Foro Económico Mundial de Davos en contra de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible y criticó las iniciativas para mitigar el cambio climático, encendió las alarmas dentro del sector.

No sólo por un nuevo discurso negacionista por parte del mandatario argentino, sino también porque se especuló que podría seguir los pasos de Donald Trump y que Argentina también renunciaría al Acuerdo de París. 

Sin embargo, esta decisión pareciera haber dado marcha atrás oficialmente, ya que desde las esferas de la Subsecretaría de Ambiente de la Nación anticiparon que no se piensa en abandonar los compromisos asumidos en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP21) del año 2015.

“Se elaboró un cuadro en el que se le explicó al Poder Ejecutivo por qué sería contraproducente para Argentina no cumplir o renunciar al Acuerdo de París”, explicaron fuentes cercanas a Energía Estratégica.

“Por lo que si Milei está pensando en salir del Acuerdo, estará trabajando con gente que no está en la Secretaría de Ambiente, porque al menos las autoridades oficiales no están trabajando en un plan B por fuera”, añadieron aludiendo que de tomarse la medida, el gobierno estaría a contramano del debate global y podría afectar nuevas inversiones en el país en el camino de la transición energética.

Incluso, desde la Dirección de Desarrollo Sostenible y Gestión Climática prevén avanzar con una mesa de trabajo para las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) para el 2025, enfocada en la realidad de los sectores, los gobiernos subnacionales y el interés de la comunidad con énfasis en la implementación de soluciones integradas.

Y cabe recordar que Argentina ratificó el Acuerdo de París en el año 2016 a través de la Ley Nº. 27270 y para cumplir con los compromisos asumidos presenta regularmente sus inventarios y sus NDC. 

Esto significa que la baja de Argentina del tratado internacional sobre el cambio climático deterioraría las posibilidades del país ya que violaría las reglas del derecho (al ser un tratado jurídicamente vinculante) y correría con desventajas al no ajustar su producción a los pactos internacionales.

Aunque es preciso aclarar que la salida no resultaría sencilla debido a la dependencia de créditos de organismos multilaterales, que en ciertos casos poseen cláusulas de protección medioambiental. 

Un ejemplo de ello es que el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) incluía una cláusula de cambio climático, sumado a que el Banco Mundial, a través de sus Development Policy Loans (préstamos para el desarrollo de políticas), también condiciona su financiamiento a la implementación de políticas específicas, con los objetivos propuestos por el FMI.  

Asimismo, el ex-presidente Alberto Fernández planteó, en 2021, que la deuda con el FMI sea canjeada por acciones climáticas, que mitiguen la emisión de gases de industrias contaminantes, para salir de la “crisis generalizada de deuda”, a la par que convocó a identificar avances en tecnologías limpias como bienes públicos globales, fortalecer el concepto de “multilateralismo ambiental”, y solicitó acuerdos de transferencia tecnológica para la adaptación ecológica y liberación de las patentes de tales bienes necesarios para impulsar la adaptación al cambio climático.

A ello se debe añadir que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) también aprobó líneas de crédito condicionales proyectos de inversión, con el objetivo de promover la descarbonización del sector energético en Argentina.

Por lo que, resta conocerse si Milei seguirá las sugerencias de la Subsecretaría de Ambiente para no perder financiamiento e interés internacional o si seguirá la misma decisión que Trump respecto a la renuncia del Acuerdo de París. Pero de retirarse, Argentina se uniría a Estados Unidos, Irán, Libia y Yemen como los únicos integrantes de las Naciones Unidas que no forman parte del tratado. 

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Los gobiernos de Córdoba y Santa Fe, encabezados por Martín Llaryora y Maximiliano Pullaro respectivamente, enviaron una nota dirigida al jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, manifestando la necesidad y conveniencia de llevar adelante un conjunto de obras en el Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión de 500 kV en el Sistema Argentino de Interconexión -SADI-, que además de resultar de importancia para  el conjunto de actores del SADI, tienen relevancia para para ambas provincias integrantes de la Región Centro.

En la misiva, ambos mandatarios ratificaron la necesidad que desde el Sistema Argentino de Interconexión en su conjunto se dé curso a la ejecución de las obras para poder asegurar un crecimiento federal, coordinado y armónico del Sistema de Transporte en 500 kV, permitiendo así hacer frente al déficit que presenta la capacidad de transporte eléctrico en la actualidad y fortalecer el crecimiento económico y social de todo nuestro país.

Fundamentan que la ejecución de estas obras permitirá “mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico nacional que se encuentra en estado crítico, el desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía en otras regiones del país que contarán con mayor capacidad para transportar su producción y afianzar el abastecimiento de energía a los usuarios de nuestro país”.

Además, remarcaron que las obras “han sido objeto de presentaciones, solicitudes y análisis previos en múltiples instancias por parte de las autoridades sectoriales y nacionales que intervienen en el estudio y definición de las obras a desarrollarse para la expansión del sistema de transporte eléctrico en nuestro país, que tal como es de vuestro conocimiento se encuentra en un estado crítico que afecta tanto a la demanda como a la oferta de energía del sistema en general”.

Detalle de las obras

El reclamo de los gobernadores está destinado a la ejecución del Proyecto Diamante-Charlone 500 kV y del Proyecto Santo Tomé-San Francisco Malvinas 500 kV, que tienen un importante efecto sobre el sistema eléctrico nacional, en tanto permiten incrementar la oferta de energía en cuanto a proyectos renovables como así también térmicos.

Estos posibilitarán desarrollar inversiones para captar y aprovechar el recurso renovable e incrementar la capacidad de transporte que dispone en el país, como así también disminuir el riesgo de colapso que el sistema muestra actualmente en múltiples nodos.

De esa manera se dará mayor robustez a la capacidad de abastecimiento de energía eléctrica al permitir el cierre de anillos en el sistema de transporte, generando circuitos alternativos para vincular la oferta con la demanda y garantizando condiciones de operación más versátil y confiable.

1) Proyecto Diamante-Charlone 500 kV, el cual contempla la ejecución de:

• Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Río Diamante (Mendoza) y Charlone (Bs.As.) con una longitud de 490 km.
• Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de Charlone (Bs.As.) con una potencia de transformación de 600 MVA
• Correspondientes Líneas de Alta Tensión en 132 kV a Rufino (Santa Fe), a General Villegas (Bs.As.), a Laboulaye (Córdoba), a Realicó y General Pico (La Pampa).
• Repotenciación de las Estaciones Transformadoras de 132 kV de Rufino, General Villegas, Laboulaye, Realicó y General Pico.

2) Proyecto Santo Tomé-San Francisco-Malvinas 500 kV, con la ejecución de:

• Línea Extra Alta Tensión 500 kV entre Santo Tomé (Santa Fe), San Francisco (Córdoba) y  Malvinas Argentinas (Córdoba) con una longitud de 300 km.
• Estación Transformadora de 500/132 kV en la localidad de San Francisco (Córdoba) con una potencia de transformación de 450 MVA.
• Estación Transformadora de 132 kV en San Francisco (Córdoba).

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Como líder global en inversores fotovoltaicos, Solis ha adoptado la gestión de la cadena de suministro verde como un pilar fundamental de su estrategia, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible y mejorando sus capacidades de fabricación. A través de la construcción de un sistema de cadena de suministro sostenible y la colaboración estrecha con proveedores de excelencia, Solis busca liderar la industria fotovoltaica hacia un futuro sostenible y con bajas emisiones de carbono.

«Nos sentimos honrados de recibir este reconocimiento por nuestro compromiso con las prácticas de cadena de suministro verde», afirmó la Sra. Lu Hefeng, Vicegerente General de Solis.

Y enfatizó: «Este logro refleja nuestra dedicación al desarrollo sostenible y nuestra misión de liderar la industria fotovoltaica hacia un futuro más verde y con menos emisiones de carbono. Solis aplica principios ecológicos en todo el ciclo de vida del producto, desde el diseño y la adquisición de materias primas hasta la producción y el uso. Nuestros productos cumplen con estrictos estándares industriales y han obtenido múltiples certificaciones, incluidas certificaciones de productos solares, certificaciones fotovoltaicas de la UE y certificaciones de productos en EE. UU. Estos logros nos han permitido obtener el reconocimiento de clientes en todo el mundo».

Solis cumple rigurosamente con las leyes, regulaciones y políticas nacionales de ahorro de energía y protección ambiental. La compañía ha implementado iniciativas como la planificación de fábricas ecológicas y la innovación de procesos, enfocándose en el control de la contaminación durante la producción. Gracias a logros como la optimización del uso del suelo, el empleo de materias primas no tóxicas, la producción limpia y el uso de energía con bajas emisiones de carbono, Solis fue incluida en la lista de «Fábricas Verdes Nacionales» en septiembre de 2020. Su fábrica ecológica se ha convertido en un referente de estándares industriales y en un modelo de demostración regional.

En el desarrollo de productos ecológicos, Solis utiliza métodos de evaluación del ciclo de vida (LCA, por sus siglas en inglés), priorizando el bajo consumo, la baja demanda de insumos y la alta eficiencia. El objetivo de la compañía es diseñar inversores string con un impacto mínimo en los recursos y el medio ambiente a lo largo de todo su ciclo de vida.

Mediante la promoción de innovaciones tecnológicas clave, la implementación de estándares ecológicos y el desarrollo de líneas de producción de demostración, Solis mejora continuamente la calidad y estructura de sus productos, avanzando en el diseño verde y en los sistemas de evaluación del ciclo de vida.

Solis adopta un enfoque integral basado en el ciclo de vida, considerando cada etapa del recorrido del producto, desde la selección de materias primas y la producción hasta la comercialización y el uso. La empresa se esfuerza por minimizar el consumo de recursos, reducir el uso de materiales tóxicos y limitar la contaminación y las emisiones. Además, ha establecido sistemas sólidos para la gestión de productos al final de su vida útil.

Comprometida con la manufactura ecológica y el desarrollo sostenible, Solis mantiene un sistema regular de divulgación de información. A través de su sitio web oficial, la empresa comparte informes ESG, certificados de verificación de gases de efecto invernadero y actualizaciones de huella de carbono, demostrando transparencia y responsabilidad en sus esfuerzos de ahorro energético y reducción de emisiones.

Acerca de Solis

Solis (Ginlong Technologies) es uno de los fabricantes de inversores solares más grandes y con mayor experiencia en el mundo. Fundada en 2005, la empresa aporta valor a sus clientes y acelera la transición global hacia la energía limpia. Con un fuerte enfoque en investigación y desarrollo, Solis ofrece soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala, impulsando el desarrollo sostenible a nivel mundial.

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ENGIE Chile se adjudicó la licitación para el desarrollo de la nueva Subestación Seccionadora Manuel Rodríguez, ubicada en la comuna de Tiltil, a 50 kilómetros al norte de Santiago. Se trata del primer proyecto en transmisión que desarrollará la compañía en la región Metropolitana.

La subestación, que contará con una configuración de interruptor y medio de 220 kV, se conectará al Sistema Eléctrico Nacional mediante el seccionamiento de la Línea 2×220 kV Polpaico-Río Aconcagua. La iniciativa busca complementar la subestación nacional Polpaico, con el objetivo de aliviar la saturación y habilitar más capacidad para proyectos fotovoltaicos.

El proceso de licitación se inició tras la publicación del Decreto de Licitación de Obras Nuevas en abril de 2024, culminando con la entrega de ofertas al Coordinador Eléctrico Nacional en noviembre del mismo año.

«Este proyecto es clave para fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional y facilitar la conexión de nuevos proyectos de generación, en una zona que se ha consolidado como un polo de desarrollo fotovoltaico. Desde ENGIE estamos orgullosos de poder contribuir al país con mayor infraestructura eléctrica de transmisión y ser parte activa de la transición energética», destacó Pilar Acevedo, Managing Director GBU Networks de ENGIE Chile.

Este hito reafirma el compromiso de ENGIE Chile con el desarrollo sostenible y la modernización del sistema energético nacional, garantizando una mayor seguridad y eficiencia en la transmisión eléctrica para los proyectos de energías renovables en el país.

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Pasaron casi tres años desde que la Secretaría de Energía de la Nación autorizó a las distribuidoras a participar del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), es decir, aquellos con consumos mayores o iguales a 300 kW.

Sin embargo, hasta la fecha no se han registrado avances en la materia y, por tanto, la demanda de nuevos contratos renovables para ese segmento no se ha abierto. 

Claudio Bulacio, gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), explicó que el principal motivo de esta demora era la falta de flexibilidad en la normativa vigente, pero que a partir de las nuevas disposiciones gubernamentales el panorama podría cambiar. 

“Era una cuestión regulatoria y el principal motivo consiste en el traslado del precio del contrato a las tarifas eléctricas. No todos los reguladores tienen la mente puesta en ello o la regulación local lo permite”, afirmó en diálogo con Energía Estratégica. 

Otro de los principales problemas radicaba en que un usuario debía hacerse agente del MEM y en cuestiones vinculadas a la salida de los GUDI de las compras conjuntas (y la flexibilidad para su regreso), ya que debían deben esperar cinco años para regresar a dicho esquema y, por lo tanto, los Grandes Usuarios del Distribuidor aún no tienen suficientes certezas para hacerlo y celebrar contratos con renovables del país. 

“Cuando no hay flexibilidad en la regulación se complica la transición al MATER, aunque las últimas resoluciones de la Secretaría de Energía de la Nación, como por ejemplo la Res. SE 21/2025, van mostrando el camino a seguir”, insistió Bulacio apuntando a las rigideces que complican la planificación energética de las compañías que buscan abastecerse de fuentes limpias.

Los lineamientos de dicha normativa plantean que los GUDI no tendrán restricciones para el acceso al MEM como agentes de este, sino que todos los Grandes Usuarios estarán habilitados al reingreso como demanda estacional en caso de así requerirse. 

Aunque se aclara que los plazos vinculados a la opción de ser Gran Usuario del MEM o GUDI deberán considerar la necesidad de una razonable administración y previsión del Mercado

Además, intentando destrabar la situación, ADEERA ha trabajado junto a la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) en la elaboración de una propuesta conjunta para modificar la regulación y permitir que las distribuidoras puedan avanzar en el mercado a término. 

Y la participación entre asociaciones es clave para que las entidades que buscan cumplir con sus objetivos de sostenibilidad puedan hacerlo de la manera más competitiva posible, considerando que hay muchas empresas con casas matrices en el exterior, que ya son abastecidas en un gran porcentaje por renovables y desean hacer lo mismo en Argentina.

Por otro lado, ADEERA también sigue de cerca la situación de la deuda de las distribuidoras, un tema vinculado a la regulación vigente: “Es una potestad que tiene la Secretaría de Energía, que luego debería plasmarlo a través de una instrucción regulatoria hacia CAMMESA para que proceda de acuerdo a lo que se dictamine”. 

“De todos modos, corresponde a una deuda que se produjo en el pasado, y es una regularización contable porque la mayoría de las empresas pagan el 100% de la factura de CAMMESA”, aclaró Bulacio. 

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) de Honduras avanza con dos propuestas clave para modernizar el mercado eléctrico del país y hacer frente a los desafíos que enfrenta el sector.

Estas reformas, actualmente en consulta pública, buscan introducir cambios en los mecanismos de licitaciones y establecer un precio máximo en el mercado de oportunidad, con el objetivo de anticiparse a déficit de generación y evitar distorsiones en los costos de la electricidad.

Ambas propuestas están actualmente en consulta pública hasta el 13 de febrero. La CREE prevé que, una vez finalizado este proceso, las regulaciones entren en vigor en marzo o abril de 2025.

“Nosotros estimamos que van a estar ya vigentes en el próximo verano. Van a ser publicadas en el diario oficial con todas las opiniones de los agentes analizadas para tal efecto, pero sí queremos implementar este año”, aseguró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

Establecimiento de precio tope en el mercado spot 

La primera reforma, incluida en la CREE-CP-01-2025, propone establecer un precio tope en el mercado eléctrico de oportunidad nacional. Este mecanismo busca evitar abusos en los costos de generación y su impacto negativo en las tarifas.

Flores detalló que, si bien este mercado ha permitido a los generadores recibir pagos en tiempo y forma, se han identificado distorsiones que terminan por encarecer los precios para el usuario final.

“Se está pagando en tiempo y forma. Los generadores reciben su dinero rápido y eso está bien, es correcto. El mercado de oportunidad está dando esa buena señal”, explicó el comisionado. Sin embargo, advirtió que se ha generado un uso abusivo en este esquema, afectando los costos. “Se viene a abusar de un mercado de riesgo en donde aumentan los precios de la generación y, por lo tanto, vienen a impactar la tarifa. El mercado de oportunidad no es para eso”, enfatizó.

Para corregir esta situación, la CREE propone la implementación de un precio máximo (price cap), una medida ya utilizada en otros mercados eléctricos. “Hicimos un benchmarking en donde pudimos encontrar que, por ejemplo, en el mercado de California en el pasado se ha implementado”, señaló Flores. Con este ajuste, se busca regular la participación de los generadores en el mercado de oportunidad y evitar que los precios se disparen injustificadamente.

El comisionado también hizo referencia a la experiencia de Colombia, donde recientemente se han aplicado medidas similares. “Sí, en efecto, se viene a abusar de un mercado de riesgo en donde aumentan los precios de la generación y, por lo tanto, vienen a impactar la tarifa”, sostuvo. Según Flores, la implementación del price cap no solo garantizará una participación justa de los generadores, sino que también beneficiará directamente al usuario final.

Cambios en las Licitaciones de potencia y energía 

Otra de las reformas es la implementación de licitaciones de corto plazo, que permitiría a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) contratar energía con mayor flexibilidad y rapidez.

“Con una demanda creciente del 5 % al 8 %, se crearon las condiciones para el déficit de potencia y energía que tenemos actualmente”, señaló.

Esta modificación está contemplada en la CREE-CP-02-2025, que propone ajustes en el artículo 35 del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica (RLGIE) para incorporar licitaciones tanto de corto como de largo plazo.

Hasta ahora, Honduras se ha basado en licitaciones de largo plazo, lo que ha limitado la capacidad de respuesta ante fluctuaciones en la demanda. Con la reforma, la ENEE podrá lanzar convocatorias de corto plazo durante este mismo año.

“Ya no van a ser entonces en definitiva solamente licitaciones de largo plazo, sino que en cuatro o cinco meses la ENEE ya va a poder lanzar licitaciones que van a venir a cerrar la brecha de este corto plazo”, afirmó Flores.

Cambios regulatorios para Licitaciones de Potencia y Energía en Honduras 

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Empresas están dirigiendo su mirada hacia la República Cooperativa de Guyana, territorio en la costa atlántica norte de América del Sur con atractivo para desplegar nuevos negocios en el sector energético.  

Si bien Guyana se convirtió en una Nación productora de petróleo recién en 2019, sus expectativas de desarrollo petrolero en alta mar rondan 1,2 millones de bpd para 2027 y ha sabido aprovechar esta situación favorable para impulsar su economía a partir de este y otros recursos naturales. 

“Guyana se ha convertido en la nueva estrella del sector energético”, valoró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L.

Según proyecciones del Banco Mundial, Guyana va a ser el país con más crecimiento proyectado para este año 2025 en la región, en el orden del 12,3%, seguido de Argentina 5% y República Dominicana con el 4,7%. 

Aunque el petróleo y el gas representan más del 50% del PIB total, de acuerdo con Rafael Velazco, el gobierno de Guyana está haciendo esfuerzos para diversificar la economía. 

En este sentido, su gobierno creó la Oficina de Inversiones de Guyana (GOINVEST) y junto a la Agencia de Energía de Guyana (GEA, por sus siglas en inglés) promueven la llegada de nuevas empresas para participar del mercado. 

Como parte de un plan de sostenibilidad de su economía, Guyana ha tomado medidas para abordar el cambio climático mediante la adopción de su Estrategia de Desarrollo con Bajas Emisiones de Carbono (LCDS). 

Si bien, a través de LCDS se busca aumentar los incentivos financieros para mantener intactos los bosques, las cuencas hidrográficas y la biodiversidad única, las energías renovables son parte del plan presente y futuro. 

“La generación de energía de Guyana se basa casi en su totalidad en combustibles fósiles, provenientes de plantas eléctricas que utilizan fueloil pesado. Sin embargo, el Gobierno de Guyana considera que la energía renovable es una solución potencial y está trabajando para reducir el costo de la energía y proporcionar electricidad confiable, ya que tienen un potencial significativo para la energía hidroeléctrica”, observa Velazco.

Es por ello que a través de la LCDS 2030, Guyana también impulsa iniciativas para diversificar su Matriz de Suministro de Energía, contemplando una combinación energética que incorpora energía hidroeléctrica, solar, gas natural y eólica. De acuerdo con la GEA, “esta combinación energética generará más de 500 MW de capacidad recién instalada para usuarios residenciales y comerciales y fomentará la transformación energética”.

Además, su Gobierno está implementando microrredes como una posible solución de energía limpia de bajo costo para abordar las demandas de energía de las regiones periféricas y, al mismo tiempo, reducir la congestión de la red y las cargas máximas en la red principal. 

“Desde 2023, el Gobierno de Guyana solicitó ofertas para proyectos solares fotovoltaicos y es probable que esta tendencia continúe en 2025”, afirma Velazco.

De hecho, sólo en enero de este año ha impulsado tres licitaciones para proveedores e integradores de energía solar y baterías, dos de las cuales siguen en marcha y es posible ofertar hasta el 20 de febrero (ver más).

Pero aquello no sería todo. Rafael Velazco reporta que además Guyana tiene concesiones fiscales y amortizaciones de capital disponibles para inversiones en parques eólicos y solares que elevan su atractivo.

Guyana lanza licitaciones para proveedores e integradores de energía solar y baterías

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El mercado eléctrico chileno ha cambiado significativamente en los últimos años, con una transición marcada por la merma del atractivo del mercado regulado de energía y la consolidación de los contratos PPA bilaterales privados. 

En este escenario, 350renewables ha identificado un aumento de oportunidades en la gestión de demanda para industrias con altos requerimientos energéticos, como data centers y minería de bitcoin, en lo que responde a la necesidad de modelos más flexibles de consumo energético y a la optimización del uso de la energía renovable excedente.

Según Patricia Darez, directora de 350renewables, las empresas han modificado su enfoque respecto a la compra de energía. Mientras que antes muchas buscaban insertarse en el mercado regulado, hoy esta opción ha perdido interés debido a factores como la menor expansión de la demanda y lo que muchos actores han percibido como cambios en las reglas del juego. 

“Son pocas las empresas que aún buscan participar en las licitaciones de suministro con las distribuidoras. Por esto casi todos los PPAs con los que estamos trabajando son privados”, manifestó en diálogo con Energía Estratégica. 

Dentro de estos contratos privados, la flexibilidad en la gestión de la demanda es un factor clave. “Una de las paradojas del mercado es que se creía que una alta penetración de renovables variables debía necesariamente tener un alto vertimiento porque toda la energía diurna no se podria almacenar por los costos asociados. Pero eso ha cambiado en los últimos 24 meses. El almacenamiento es mucho más asequible y las opciones de gestión de demanda son posibles y en formas que ni siquiera nos planteábamos hace pocos años.” Los modelos de consumo han cambiado significativamente, y empresas como data centers y minería de bitcoin no necesariamente requieren energía continua las 24 horas del día, sino que pueden operar bajo esquemas de consumo por bloques o aprovechar momentos específicos donde la energía es más barata. 

“Un data center tal vez necesite suministro 24/7, pero la minería de bitcoin puede optar por energía con ciertas condiciones, como curtailment o precios más bajos en horarios específicos”, señaló la especialista.

Este fenómeno abre la puerta a oportunidades estratégicas en la transición energética. El curtailment ha aumentado en el sistema eléctrico chileno, generando un escenario en el que grandes volúmenes de energía renovable quedan sin ser utilizados. 

Sin embargo, lejos de representar únicamente un problema, este excedente podría aprovecharse si se generan incentivos adecuados para su uso en sectores con alta demanda energética.

“Si bien tenemos puntos de crisis, como el alto nivel de vertimiento, también estamos a punto de que esos dolores que tenemos en la transición energética se conviertan en modelos de negocio totalmente nuevos”, indicó Darez. 

A pesar de la abundancia de generación renovable en Chile, el desafío sigue siendo la falta de inversión en infraestructura de distribución y transmisión y la falta de incentivos para electrificar más sectores de la economía y que éstos puedan acceder a la energía disponible y  permitir que más consumidores se beneficien del crecimiento de las renovables.

“La clave de la transición energética es la electrificación. Muchos de los problemas que tenemos en el sector son el resultado de una demanda eléctrica que no crece. No es que haya más generación que demanda, el problema es que la demanda que existe no es eléctrica. Suceden paradojas como que en las mismas regiones donde se dan los vertimientos más altos y hay energía a precio cero casi todo el dia, se gastan miles y miles de litros de diesel. Y sin embargo no hay incentivos para hacer uso de esa energía a un precio justo” aseveró la managing director de 350renewables. 

De cara al futuro, la firma que recientemente cumplió 10 años de experiencia, continuará evaluando tendencias y oportunidades en almacenamiento, hidrógeno verde y modelos de gestión de demanda para industrias intensivas en consumo energético. Y seguirán trabajando en análisis de energía, Due Diligence, evaluaciones de ruido y parpadeo de sombra entre otros servicios como cursos de formación.

“Hemos construido relaciones de confianza con clientes nacionales e internacionales con los que nos encanta trabajar. El elemento diferenciador de 350renewables es que una gran parte del trabajo lo hacemos los socios y traemos el conocimiento de las personas más senior que encontramos en la industria”, subrayó la especialista.  

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La evolución del Mercado Eléctrico Regional (MER) de Centroamérica enfrenta desafíos significativos en términos de integración y estabilidad regulatoria. Factores como la posible salida de Guatemala del mercado y la interconexión entre Colombia y Panamá podrían modificar la dinámica de las transacciones transfronterizas, demandando una mayor flexibilidad contractual y mecanismos eficientes de resolución de disputas.

En este contexto, William Villalobos, CEO & Founding Partner de Core Regulatorio y expresidente de la Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE), advierte sobre los desafíos y oportunidades que la región deberá enfrentar.

“El crecimiento del MER y la participación de nuevos actores hacen imprescindible el fortalecimiento de los mecanismos de resolución de disputas para garantizar la confianza en las transacciones”, sostiene el experto.

El futuro del MER dependería de su capacidad para adaptarse a los cambios y garantizar la estabilidad del mercado. La interconexión Colombia-Panamá representa una oportunidad clave para mejorar la competitividad y la resiliencia del sistema, pero requiere ajustes regulatorios para evitar distorsiones en precios y flujos comerciales.

Por otro lado, la posible salida de Guatemala podría generar impactos negativos en la estabilidad del mercado, lo que hace imprescindible la implementación de mecanismos de compensación y flexibilidad contractual.

Además, la modernización de los mecanismos de resolución de conflictos sería fundamental para garantizar la seguridad jurídica y la confianza de los actores del mercado. Villalobos enfatiza que “garantizar la seguridad jurídica y la confianza de los actores del mercado es fundamental. La modernización de los mecanismos de resolución de conflictos no solo evitaría litigios prolongados, sino que también incentivaría una mayor inversión y dinamización del comercio eléctrico regional”.

Interconexión Colombia-Panamá: integración con retos regulatorios

Uno de los proyectos más ambiciosos en la integración energética de la región es la interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia. Con una inversión estimada de USD 800 millones, la iniciativa contempla 500 kilómetros de líneas de transmisión con una capacidad de 400 MW, utilizando tecnología HVDC.

Sin embargo, el proyecto enfrenta importantes barreras regulatorias y operativas. Villalobos señala que “Panamá forma parte del MER, mientras que Colombia opera bajo un esquema de mercado diferente. La compatibilización de estos marcos es esencial para garantizar la eficiencia de las transacciones y evitar distorsiones”. Esta diferencia estructural exige una armonización normativa y operativa que permita una integración eficiente sin afectar la estabilidad del sistema.

Otro de los riesgos que implica la interconexión es la posibilidad de asimetrías en los precios y flujos comerciales. Villalobos destaca que “la integración de Colombia podría generar asimetrías en precios y flujos comerciales. Es fundamental establecer esquemas de compensación y gestión de riesgos que aseguren la estabilidad del MER”. Sin estos mecanismos, la competencia en el mercado podría verse afectada y generar distorsiones que impacten a los consumidores finales.

A pesar de esto, la interconexión también representa una gran oportunidad para la competitividad del MER. “Podría introducir una mayor oferta, diversificar fuentes de energía y brindar acceso a mercados con estructuras de precios más competitivas, lo que se traduciría en reducción de costos”, afirma el CEO de Core Regulatorio. Además, fortalecería la resiliencia del sistema eléctrico regional, permitiendo una mejor respuesta ante eventos climáticos extremos o fluctuaciones en la generación renovable.

Desde una perspectiva regional, Panamá y Colombia han reafirmado su interés en avanzar en esta interconexión, reconociendo su potencial para convertir a Panamá en un hub energético estratégico para América Latina, pero quedaría pendiente algunos ajustes normativos y técnicos para garantizar la viabilidad del proyecto.

Salida de Guatemala del MER: impacto en la estabilidad del mercado

Otro de los desafíos más relevantes que enfrenta el MER es la posible salida de Guatemala, uno de los principales actores del mercado. En 2023, el país inyectó 1.103,68 GWh, posicionándose como uno de los mayores exportadores de energía en la región, junto con El Salvador y Panamá .

De allí que, una retirada de Guatemala no es un evento menor y podría traer efectos adversos en la estabilidad del mercado. “La salida de un actor clave como Guatemala supone un impacto significativo en la dinámica del mercado”, advierte. La reducción de la oferta podría generar incrementos en los precios y una menor competitividad en el comercio de electricidad.

Para mitigar estos efectos, Villalobos propone fortalecer los mecanismos de garantías de suministro y reservas estratégicas. “Es necesario fortalecer la planificación de la capacidad firme regional para evitar desbalances en la oferta y la demanda en el corto plazo”, sostiene. Esto permitiría evitar crisis de suministro y garantizar la continuidad en las transacciones del MER.

Otro mecanismo posible sería la implementación de esquemas de compensación y ajustes tarifarios. “Deben establecerse mecanismos de compensación por costos incrementales en los mercados afectados, evitando distorsiones que impacten a los consumidores finales”, indica el experto. Estas medidas asegurarían que los países más afectados por la salida de Guatemala no enfrenten costos desproporcionados que perjudiquen su competitividad.

Además, Villalobos enfatiza la necesidad de contar con flexibilidad en los contratos transfronterizos. “Es fundamental desarrollar esquemas que permitan ajustar contratos con condiciones flexibles ante la salida de un participante relevante, evitando riesgos financieros y comerciales para los actores involucrados”, señala. Estas medidas reducirían la incertidumbre en las inversiones y asegurarían la estabilidad de las transacciones en el largo plazo.

Mecanismos de arbitraje: clave para la seguridad jurídica del MER

Con la evolución del MER y la creciente complejidad regulatoria, la resolución de disputas podría convertirse en un tema crítico. Actualmente, el sector energía es el segundo con mayor cantidad de reclamaciones en arbitrajes y resolución de controversias, lo que refleja la necesidad de un sistema más eficiente y especializado.

William Villalobos destaca que existen brechas importantes en la resolución de disputas dentro del MER. “Persiste un limitado conocimiento del derecho sustantivo de energía y del funcionamiento de los mercados eléctricos por parte de los responsables de resolver las disputas”, advierte. Además, identifica problemas como la falta de procedimientos ágiles y el escaso uso de Dispute Boards, que han demostrado ser efectivos para prevenir litigios y arbitrajes en otros mercados.

Para mejorar la resolución de conflictos, el experto propone la creación de un órgano de arbitraje regional especializado. “Un tribunal técnico independiente con jurisdicción específica sobre disputas en el MER permitiría mayor eficiencia en la resolución de conflictos, evitando largos procesos en instancias nacionales”, señala. Este modelo ya ha sido implementado en mercados como el Mercado Andino de Electricidad (MERC), con resultados positivos en la certeza jurídica de los agentes.

Además, plantea la necesidad de establecer reglas claras para la resolución de discrepancias comerciales. “Se deben definir mecanismos de solución rápida para conflictos sobre cumplimiento de contratos, asignación de costos y calidad del servicio”, asegura. Esto evitaría que disputas contractuales se prolonguen durante meses o años, afectando la operatividad del mercado.

Otra propuesta clave es el uso de tecnologías de monitoreo y trazabilidad en transacciones, como blockchain. “La implementación de herramientas digitales para el seguimiento de contratos y ejecución de transacciones podría reducir la incertidumbre y mejorar la transparencia en la resolución de conflictos”, afirma Villalobos. Esto permitiría un monitoreo efectivo del cumplimiento contractual, reduciendo el margen de interpretación en disputas comerciales.

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El almacenamiento de energía se ha convertido en un pilar clave de la transición energética global, permitiendo mitigar la variabilidad de la energía eólica y solar fotovoltaica.

En este contexto, Future Energy Summit (FES) lanza su nueva unidad de negocio: FES Storage, un espacio exclusivo para que las empresas se vinculen y puedan desarrollar un mercado debatiendo las oportunidades y desafíos del sector. La iniciativa busca conectar a los principales actores del mercado, generando un entorno propicio para el networking y el desarrollo de negocios.

“FES Storage nace para consolidarse como el punto de encuentro líder en almacenamiento energético”, destacan desde FES.

FES Storage convoca a desarrolladores de baterías, inversores y empresas de energía, con el objetivo de fusionar el conocimiento técnico con oportunidades comerciales reales. Durante los eventos, se discutirán tendencias de mercado, regulaciones emergentes y estrategias de inversión.

“No es solo un panel dentro de FES, sino una unidad de negocio con identidad propia”, remarcan desde la organización. La propuesta busca consolidarse como un referente en almacenamiento de energía, facilitando la conexión entre distintos actores del sector.

Próximos encuentros en tres mercados estratégicos

FES Storage tendrá presencia en tres países clave para el desarrollo del almacenamiento energético:

• República Dominicana: 2 y 3 de abril
• España: 24 de junio
• Chile: 25 y 26 de noviembre

Cada evento estará diseñado para potenciar el networking y la generación de negocios, conectando a los asistentes con potenciales socios estratégicos y oportunidades de inversión.

Más allá de lo técnico: una mirada de negocio

Uno de los diferenciales de FES Storage es su enfoque en el potencial de negocio del almacenamiento de energía. La iniciativa busca romper con la idea de que el almacenamiento es un tema meramente técnico, destacando su impacto económico y su rol en la transición energética.

“El mercado del almacenamiento está en plena expansión y es clave abordarlo desde una perspectiva de negocio”, explican desde FES. El crecimiento de las energías renovables y la necesidad de garantizar estabilidad en la red están impulsando la demanda de soluciones de almacenamiento en todo el mundo.

FES Storage: una apuesta por el futuro del sector

Con su lanzamiento, FES Storage se posiciona como el nuevo espacio de referencia para empresas y desarrolladores interesados en almacenamiento de energía. La iniciativa promete marcar la agenda del sector, brindando acceso a información clave, tendencias regulatorias y oportunidades de inversión.

“El almacenamiento de energía es el futuro, y FES Storage será el punto de encuentro para quienes quieren liderar ese cambio”, concluyen desde FES.

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El Congreso Nacional de la República de Honduras aprobó 18 adendas a los contratos de energía con generadores eléctricos, de los cuales 8 serían de tecnología solar y 2 de eólica. 

Erick Tejada Carbajal, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), celebró el dictamen. 

“La aprobación de las adendas es un paso fundamental para reducir el costo de la energía en Honduras, que sigue siendo de los más altos de la región”, declaró Tejada Carbajal. 

En tercer debate con 56 votos a favor, 17 en contra y 19 abstenciones, la decisión se alcanzó el pasado miércoles 5 de febrero del 2025, dos años y nueve meses de haberse impulsado las mesas de renegociación de contratos.

En conversación con Energía Estratégica, la autoridad consideró que este sería un primer paso para encaminar a Honduras a lograr el “justiprecio” que mandata la “Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho de Naturaleza Económica y Social”.

“Se han renegociado 18 de 33 contratos lesivos y 18 de 75 contratos en operación comercial. Hay mucho tramo que recorrer para regularizar los costos de la energía en Honduras”.

Desde el sector privado advierten que antes que renegociar contratos que estaban por vencer, era preciso convocar a licitaciones de potencia y energía para obtener precios más competitivos. Así lo indica el informe de auditoría social a la renegociación de contratos de energía eléctrica elaborado por la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ). 

“La ENEE pudo haber ahorrado USD 88,066,056.59 si en lugar de ampliar en 5 años los plazos de 8 plantas solares a USD 0.11 lanzara una licitación abierta, pública, competitiva y transparente en 2030 y obtuviera precios similares a los de Costa Rica”, indicó la ASJ refiriéndose a la tecnología que menor reducción realizó.

¿Qué logró el sector público con la aprobación de las adendas? Desde el gobierno calculan que obtuvieron un ahorro de casi 30 mil millones de lempiras en la vigencia de los contratos, 1800 millones de lempiras anuales, 4 mil millones de lempiras en pago de incentivos para tecnología solar -correspondiente a 3 centavos de dólar-, 400 millones de lempiras en reducción de pago de intereses de 14% a 6%. 

Y en efecto, hubo reducción de precios en los contratos, la misma ASJ lo indica en su informe: rebaja de USD 0.061 kWh en las térmicas, USD 0.029 kWh en las de biomasa, USD 0.019 kWh en eólica, USD 0.017 kWh en solar; no obstante, argumenta que esto repercutirá mínimamente en las tarifas, reportando que las térmicas impactaría en 19.45%, las de biomasa 3.38%, la eólica 3.56%, y las solares 3.21% sólo, y esto es importante, por cinco años. De allí, sostiene que se podrían haber alcanzado menores precios a largo plazo de haberse lanzado una licitación pública abierta con tecnologías más eficientes.

Ahora bien, la autoridad no es ajena a las oportunidades a través de licitaciones. De hecho, esta administración de gobierno está pronta a lanzar su primera convocatoria pública internacional de largo plazo. 

“En la licitación de 1500 MW esperamos tener precios más competitivos que nos permitan reducir aún más los costos bases de generación”, consideró Tejada Carabajal.

Hay que recordar que se trata de un proceso pendiente desde el gobierno anterior que fijaba inicialmente un requerimiento de 450 MW, luego consideró 450 MW térmicos y 250 MW eólicos y solares, pero que recientemente desde la ENEE y la CREE reformularon a 1500 MW. 

Este llamado a licitación que sería el más grande de la historia de Honduras estaría pronto a lanzarse. Hay quienes aseguran extraoficialmente que en este mismo mes de febrero se daría el lanzamiento y que tendría como característica diferencial a procesos precedentes no solo la capacidad a contratar sino también la metodología de selección que incluye el mecanismo de subasta inversa por rondas sucesivas, que podría encaminar a Honduras a alcanzar mayores reducciones de precios en el sector eléctrico.

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Uruguay marcará un hito en la transición energética durante el transcurso del primer semestre del año con el inicio de la construcción del proyecto Kahirós, la primera planta de hidrógeno verde del país que se ubicará en Fray Bentos y que generará energía renovable para la producción de H2V a partir de 2026. 

«Entre marzo y abril comenzará la construcción del proyecto y para fin de este año esperamos contar con un avance importante. Ya dejó de ser un emprendimiento en PowerPoint para pasar a dar los primeros pasos para ejecutarse», indicó Andrés Ferrer, director de proyecto de Kahirós, en conversación con Energía Estratégica. 

El inicio de las obras se dará en dos fases. Durante marzo se ejecutarán tareas preparativas y en abril arrancará formalmente la construcción de la infraestructura, dando los primeros pasos con el parque solar de 4,8 MWp de capacidad que producirá 7.2 GWh/año. 

Uno de los pilares del proyecto es la incorporación de tecnología de última generación para garantizar eficiencia y sostenibilidad en la producción de hidrógeno verde, de modo que la central fotovoltaica contará con 8000 paneles bifaciales de la firma Jinko Solar.

Además, Accelera by Cummins suministrará un electrolizador HyLYZER® 400 de 2 MW de potencia, con una producción de 36 kg H2 por hora y una salida a 30 bar de presión; mientras que Air Liquide hará la provisión de los equipos de la hidrolinera y la integración de esos sistemas.

La hidrolinera tomará el hidrógeno a 30 bar de presión y lo comprimirá, permitiendo cargar el H2 en los camiones a 700 bar de presión; sumado a que la capacidad de la hidrolinera permite cargar 68 kg de H2 en 45 minutos.

“El cronograma prevé que, para principios de 2026, el parque solar ya esté inyectando los primeros kW a la red, mientras que en el segundo semestre de ese mismo año se realicen las pruebas de puesta en marcha”, detalló Ferrer.

Los seis camiones a celdas de combustible que utilizarán el hidrógeno verde serán provistos por Fidocar, representante de Hyundai en Uruguay, y serán de las primeras unidades de este tipo en ser probadas a nivel mundial. 

En su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de H2V y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.

Además, el emprendimiento resulta estratégico, ya que se enfoca en descarbonizar sectores donde la reducción de emisiones es muy desafiante, como lo es el transporte pesado. Además, apunta al mercado local en sectores tan relevantes como el forestal y la industria de producción de pasta de celulosa”

«Estamos trabajando con tecnología de última generación, por lo que resulta muy importante aplicar todas las tecnologías a Uruguay y a este primer proyecto piloto”, subrayó director de proyecto de Kahirós. 

“El desafío también es la combinación para ofrecer un servicio exigente como en la logística maderera, que supone un funcionamiento 24-7, con una disponibilidad que hay que mantener para ofrecer ese servicio y que esos camiones estén consumiendo el combustible del hidrógeno verde”, concluyó. 

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Genneia, la compañía líder en energías renovables en Argentina, continúa avanzando en el compromiso de acompañar al sector minero en sus necesidades de energía eléctrica, con el desarrollo de un nuevo proyecto de línea minera en la provincia de Salta que implicará una inversión de más de 400 millones de dólares.

Genneia está impulsando la construcción de un amplio proyecto de interconexión eléctrica en alta tensión que facilitará el acceso a la red eléctrica a los proyectos mineros de la zona, posibilitando el crecimiento de la producción de litio verde en la región. Además, se está analizando la generación de energía para los proyectos de cobre que están en desarrollo en la provincia.

La obra abastecerá con fuentes renovables una demanda de energía de 2,6 millones de MWh/año, permitiendo una producción de aproximadamente 150.000 toneladas de carbonato de litio por año y viabiliza la producción minera con energía eficiente y competitiva.

“Este proyecto en Salta es una clara muestra de cómo la sinergia entre el sector público y privado pueden garantizar la provisión de energía segura y confiable, beneficiando a la industria minera.”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia. Además, agregó que: “el diferencial de Genneia es nuestro liderazgo en el financiamiento de bancos de desarrollo en Argentina, habiendo recibido 1.200 millones de dólares en los últimos 5 años en condiciones de sustentabilidad, y con altos estándares internacionales.”

En el marco de este nuevo proyecto, autoridades de Genneia y de EDESA se reunieron con Sergio Camacho, el Ministro de Infraestructura de Salta, para analizar las particularidades de la iniciativa y definir próximos pasos a seguir. Asimismo, destacaron la importancia de fortalecer la infraestructura de Salta para acompañar el desarrollo económico y social de la provincia.

Desde Genneia, seguirán trabajando para lograr concretar este proyecto de gran impacto en la región, que fortalecerá la matriz energética de Salta y que permitirá abastecer a las empresas mineras con energía eficiente, competitiva y limpia.

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La Asociación Gremial de Generadoras de Chile criticó el proyecto de ley que busca ampliar los subsidios eléctricos que impulsa el Poder Ejecutivo del país, asegurando que pone en riesgo la estabilidad del sector y compromete el avance en almacenamiento y energías renovables. 

Camilo Charme, director ejecutivo de Generadoras de Chile,  apuntó contra una serie de fallas en su diseño del PdL, lo que podría generar impactos negativos tanto en la regulación como en la inversión en infraestructura energética. 

“Estamos frente a un proyecto de ley que tiene una serie de imperfecciones de diseño y de propuestas que son innecesarias, ya que era un PdL enfocado en ayudar a las familias que requerían apoyo, pero no a cualquier deseo o idea para recaudar dinero”, remarcó durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

¿Por qué? El proyecto de ley establece que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) abastecerían por 500 GWh a una bolsa de energía a precio preferente para micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales. 

Además, propone que los PMGD financien parte de los subsidios a las cuentas eléctricas mediante el Fondo de Estabilización de Tarifa (FET), lo que podría prolongarse hasta 2027 y, en caso de extensión, hasta 2028 con un eventual cargo de compensación. 

Por lo que para Generadoras de Chile, esta estructura no solo es defectuosa, sino que introduce graves problemas regulatorios y constitucionales, de modo que “representa una reforma tributaria encubierta que no aporta al desarrollo de las renovables”.

Uno de los puntos críticos señalados por el director ejecutivo del gremio es la creación de la Bolsa PyME, que forzaría a los PMGD forzándolos a vender su energía a ese segmento de la economía y que sería incompatible con el régimen de autodespacho de la generación distribuida. 

“El régimen de GD es de autodespacho, por lo que se les cambia las reglas de despacho y hay una violenta inconstitucionalidad de libertad económica. También atenta a los contratos legítimamente licitados, porque el proyecto de ley utiliza el eufemismo de que se descontará la cantidad de energía de los contratos más caros, pero que los más baratos de cada una de sus respectivas licitaciones de suministro, y con este PdL hay una especie de castigo a posteriori por un resultado futuro”, indicó.

“Además, los licitantes ganadores de aquel entonces no pudieron ver estas condiciones al momento de postularse. Es una política no predecible para los contratos que ya se licitaron”, complementó. 

Por otro lado, la asociación también criticó el mal diseño del impuesto verde al ser incoherente con las políticas anteriormente establecidas por el gobierno, como por caso ir contra el pacto fiscal que promueve el Ministerio de Hacienda, las medidas de compensación ambiental del Min. del Medio Ambiente.

O mismo las propuestas del Plan de Descarbonización que publicó el Ministerio de Energía en diciembre del 2024, documento que señala que el impuesto a las emisiones debe ser correctivo de la conducta y agregarse al precio para que superen lo justo y necesario. 

Propuestas de Generadoras de Chile

Ante este escenario, el gremio planteó dos opciones que permitirían corregir las deficiencias de la Bolsa PyME que prevé el proyecto de ley sin necesidad de modificar la legislación actual.

La primera opción es la negociación de precios en el mercado libre eléctrico, lo que otorgaría flexibilidad en la formación de tarifas sin necesidad de imponer regulaciones adicionales. Mientras que la segunda alternativa es la aplicación de licitaciones especiales de ajuste de demanda, una herramienta establecida en el Artículo 148 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Charme destaca que este mecanismo ya ha sido utilizado con éxito entre 2020 y 2021 por la Comisión Nacional de Energía (CNE), en el marco de una política de recambio de combustibles, logrando una reducción de $29 por kWh en ciertos segmentos de consumo. 

“La solución tiene los beneficios de que no se debe cambiar la ley, está ya diseñada y no corremos el riesgo de falta de diseño y que la CNE sabe aplicarlo. Por lo tanto, la bolsa PyME es un riesgo regulatorio y se puede caer nuevamente en políticas en las que no hay experiencia y son improvisadas”, sentenció el director ejecutivo de Generadoras de Chile.

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RISEN Energy, uno de los principales fabricantes mundiales de módulos fotovoltaicos y soluciones de energía renovable, anuncia la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) con MTR Solar Group, un actor clave en el sector de soluciones energéticas en Brasil, para el suministro de 1GWh en productos y soluciones de RISEN Storage. Este acuerdo refuerza el compromiso de RISEN Energy de proporcionar una solución integral para el mercado de la energía solar, combinando módulos de alta tecnología con sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) para optimizar la eficiencia operativa y la estabilidad.

La asociación tiene como objetivo impulsar el crecimiento del sector fotovoltaico en Brasil, asegurando que consumidores y empresas tengan acceso a tecnología de vanguardia, eficiencia energética y soluciones innovadoras. RISEN Energy se destaca por su compromiso con la investigación y el desarrollo, ofreciendo al mercado módulos solares de alto rendimiento con tecnología HJT (Heterounión). Además, RISEN Storage, con 19 años de experiencia, es uno de los líderes globales en sistemas de almacenamiento de energía en baterías de última generación en múltiples mercados internacionales.

«Brasil tiene un enorme potencial para expandir su matriz energética con fuentes renovables, y el almacenamiento de energía será un factor clave en esta evolución. Con esta asociación, estamos dando un paso estratégico para ofrecer al mercado soluciones completas que integren generación y almacenamiento de energía, garantizando eficiencia y estabilidad en el sector, mientras proporcionamos soluciones innovadoras que han sido aprobadas en múltiples mercados durante décadas», destaca Ricardo Marchezini, Country Manager de RISEN Energy en Brasil.

Para Thiago Rios, CEO de MTR Solar Group, esta colaboración refuerza el compromiso de ambas compañías de ofrecer soluciones de calidad e impulsadas por la innovación al mercado:

“Nuestro compromiso siempre ha sido llevar al mercado soluciones diferenciadas y confiables. Con esta asociación, podremos ofrecer a nuestros clientes la tecnología fotovoltaica y de almacenamiento de energía más avanzada, respaldada por una cadena de suministro robusta y eficiente”.

Con esta nueva fase de expansión e innovación, RISEN Energy reafirma su posición como líder en el sector de las energías renovables, proporcionando soluciones que satisfacen la demanda del mercado con excelencia y sostenibilidad en Brasil y América Latina.

Sobre RISEN Energy

RISEN Energy es un fabricante global de módulos fotovoltaicos, soluciones de almacenamiento de energía y proveedor de soluciones de energía renovable, con una fuerte presencia en el mercado brasileño. La empresa invierte continuamente en tecnología e innovación para ofrecer productos de alto rendimiento con eficiencia energética y confiabilidad.

Sobre MTR Solar Group

MTR Solar Group se especializa en soluciones energéticas y se compromete a ofrecer proyectos integrales y de alta calidad con un soporte técnico excepcional para sus clientes. Con más de 15 años de experiencia en el sector de energías renovables, MTR Solar Group se ha convertido en un referente en el mercado energético brasileño, superando los 4GW en distribución y fabricación de equipos. El grupo opera una planta de fabricación de más de 50,000 m² en Minas Gerais, garantizando relevancia en la industria a través de la agilidad y calidad en la ejecución de proyectos.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) autorizó la conexión de nuevos proyectos de generación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI). Esto se hizo oficial mediante la publicación de nueve resoluciones durante el mes de enero del 2025.

Se trata de ocho emprendimientos de Generación Distribuida Renovable que suman más de 30 MW de capacidad instalada de tecnología solar fotovoltaica y uno de 12.08 MW de capacidad instalada térmica con gas natural. 

En el caso del proyecto térmico OOXOL S.A. logró la autorización del acceso a la capacidad de transporte del proyecto denominado Planta generadora con gas natural OXXOL, con una potencia máxima de 12.08 MW en el punto de conexión requerido en el municipio de Flores.

Por el lado de las instalaciones renovables, las ocho que fueron autorizadas utilizaron tecnología fotovoltaica, destacándose que optaron para su construcción por paneles con distintas eficiencias pero con una capacidad entre 550 Wp a 665 Wp.  

Tikal Energy S.A. es la entidad que mayor cantidad de proyectos logró aprobar en este inicio de año. En los 3 proyectos que presentó Planta Solar Fotovoltaico Santa Ana, Planta Solar Fotovoltaica Las Cruces y Planta Solar Fotovoltaico San Benito instalará un poco más de 11,000 módulos fotovoltaicos de 550 Wp para totalizar en cada proyecto 4,998 kW de capacidad instalada y conectada a la red de distribución de la Distribuidora de Electricidad de Oriente. 

En la zona de concesión de la misma distribuidora, Aumenta S.A. fue la empresa que obtuvo aprobación para el Parque Solar El Reverendo de 5,000 kW que iría a ser conformado mediante 11,900 paneles con una capacidad de 580 Wp.

Progresol S.A. recibió aprobación para conectar en aquella distribuidora el Proyecto Fotovoltaico Progresol de 4,000 kW a conformarse vía 8,500 módulos de 665 Wp cada uno.

Energía e inversiones Guatemala S.A. también optó por impulsar su proyecto Energía Verde El Rosario en la Distribuidora de Electricidad del Oriente. Esta iniciativa de solar fotovoltaica tiene una capacidad de 5,000 kW conformados mediante 10,560 paneles con una capacidad de 665 Wp cada cual.

En la red de distribución de la Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), la entidad Granja Solar El Cerrito obtuvo el visto bueno para su proyecto homónimo de 960 kW, que estaría compuesto con unos 2,352 paneles de 665 W en DC.

Por otro lado, en la Distribuidora de Electricidad de Occidente también se aprobó al menos un emprendimiento durante enero de este 2025. Es el caso del proyecto impulsado por Inversiones Sur Mazate S.A. denominado Sur Mazate de 4,520 kW a partir de 6,250 paneles de 580 Wp cada uno.

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La Agencia de Energía de Guyana (GEA, por sus siglas en inglés) impulsa una serie de convocatorias a través de los procedimientos de Licitación Competitiva Nacional (NCB), especificados en la Ley de Adquisiciones de 2003.

La primera involucra un llamado de Solicitudes de cotización (RFQ) para el transporte, instalación y puesta en servicio de dos sistemas solares fotovoltaicos: Silver Hill Health Centre and Doctor’s Quarters (4.95 kWp PV, 28.8 kWh BESS) y Massara Head Teacher’s Quarters and Women’s Sewing Group Building (4.95 kWp PV, 28.8 kWh BESS). Con la intención de que los proyectos sean instalados a la brevedad, el proceso fue expedito y finalizó en menos de una semana, el pasado jueves 30 de enero.

Otras dos licitaciones lanzadas la semana pasada siguen en marcha y aguardarán por ofertas hasta el 20 de febrero. Una de ellas busca asegurar el diseño, suministro, instalación y puesta en servicio de sistemas solares fotovoltaicos en tres edificios; la otra, el suministro y entrega de equipos solares fotovoltaicos y congeladores para la GEA en ocho lotes.

En el caso de la licitación en tres edificios, entre los requerimientos técnicos de módulos fotovoltaicos valora como necesarias unidades de 550 W o más para totalizar una instalación de 29.7 kWp, en el caso de las baterías solicita 86.4 kWh (min). Estos se distribuirán de manera equitativa (9.9 kWp PV y 28.8 kWh BESS) para cada uno de los edificios que se citan a continuación: Mora Guesthose, Mashabo Guesthose y Bethany Guesthose.

Respecto a la convocatoria para ocho lotes de equipos, el objetivo es adquirirlos en 90 días desde el momento de su adjudicación prevista a ser anunciada este mes de febrero. Entre las características técnicas que mencionan los pliegos de la licitación, se incluye 60 módulos fotovoltaicos de 550 Watts cada uno y un sistema de almacenamiento en baterías de 96 kWh a 48V. Pero aquello no sería todo.

En detalle los ocho lotes incluyen:

Lot 1: Multimodal Inverters
Lot 2: Solar PV Modules
Lot 3: Lithium Battery Energy Storage System
Lot 4: Solar PV Array Roof Mounting Hardware
Lot 5: Balance of System (BOS) Equipment
Lot 6: Electrical Conduits and Fittings
Lot 7: Electrical Equipment
Lot 8: Solar Powered Freezers

Los interesados aún tienen tiempo de participar en estas últimas convocatorias. Ahora bien, en las bases se anticipa que para que el oferente califique debe presentar certificados válidos de cumplimiento de la Autoridad de Ingresos de Guyana (GRA), el Sistema Nacional de Seguros (NIS) y el registro del IVA (cuando corresponda).

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El sistema de almacenamiento BESS Tamaya -por sus siglas en inglés correspondientes a Battery Energy Storage System- de ENGIE Chile obtuvo la autorización por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para entrar oficialmente en operación.

Esta iniciativa, emplazada en Tocopilla, región de Antofagasta; y que inició su construcción en agosto de 2023, representa una de las piedras angulares de la compañía en su plan de transformación: reconvertir los sitios donde operaban unidades que generaban energía en base a combustibles fósiles.

Antiguamente en el mismo lugar operaba una central diésel, mientras que ahora el sitio alberga tanto la Planta Solar Tamaya (114 MWac) como BESS Tamaya (68 MW/418 MWh), el cual precisamente almacena la energía generada por el parque fotovoltaico para poder inyectarla al Sistema Eléctrico Nacional durante las horas de mayor demanda.

“Nuestra misión es generar un impacto positivo en las personas y el planeta y en línea con ello, BESS Tamaya representa un gran paso en nuestro plan de transformación. A través de esta iniciativa no sólo estamos acelerando la transición energética y aportando tanto flexibilidad como seguridad al Sistema Eléctrico Nacional; sino que además estamos reconvirtiendo el lugar para darle una segunda vida al sitio y así continuar aportando a la economía local. Estamos transformando desafíos en oportunidades para el desarrollo del país”, comentó Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile.

El nuevo sitio en operación de la compañía -que obtuvo su COD 1 mes antes de lo esperado- cuenta con una capacidad instalada de 68 MW/418Wh y cuenta con 152 contenedores de baterías de litio, los cuales recibirán la energía generada por la Planta Solar Tamaya. Esto supone una disminución de emisiones de 42.187 toneladas de CO2 anuales, lo que equivale a retirar de circulación cerca de 14.500 vehículos de combustión convencional.

Además, BESS Tamaya podrá proporcionar energía limpia suficiente para suministrar a 50.800 hogares en Chile durante las 5 horas de mayor demanda del Sistema Eléctrico Nacional.

Cabe señalar que en marzo de 2024 entró en operación comercial BESS Coya (139 MW/638 MWh) y actualmente la compañía se encuentra construyendo dos proyectos de almacenamiento de energía: BESS Tocopilla (116 MW/660 MWh), el cual se encuentra ubicado donde operaban las antiguas unidades a carbón del Complejo Térmico de Tocopilla; y BESS Capricornio (48 MW/264 MWh). Una vez que entre el actual portafolio en operación, ENGIE Chile contará con una capacidad instalada de 2 GWh en este tipo de tecnología.

“Seguimos trabajando e impulsando para avanzar hacia un futuro más limpio y sostenible a través de soluciones tecnológicas e innovadoras, como es el almacenamiento”, agregó Corinthien.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Compañía Brasileña de Participaciones en Energía Nuclear y Binacional (ENBPar) lanzaron una nueva licitación enmarcada en el Programa Nacional de Conservación de Energía Eléctrica (PROCEL) para edificios públicos. 

La convocatoria denominada “Energía Cero” dispondrá de alrededor de R$ 100.000.000 (cerca de USD 17.365.000 según el tipo de cambio oficial) para proyectos orientados a reducir el consumo energético, promover el uso de materiales sostenibles e incentivos para la generación renovable.

El llamado del presente año dará prioridad a los edificios administrativos y a los edificios de los ámbitos de la educación y la salud a nivel federal, estatal y municipal, en los que se proyectan inversiones a través de reformas y la instalación de generación distribuida renovable.

Según las bases de la convocatoria pública, un proyecto de rehabilitación exitoso será aquel que reduzca el consumo energético original del edificio entre un 90% y un 110%, caso en el que los excedentes se podrán inyectar a la red, lo que da como resultado un balance energético anual cercano a cero.

Cabe aclarar que para los edificios deben haber sido construidos hace al menos 12 meses, tener un área mínima de 500 metros cuadrados y estar ocupados u operativos. 

Asimismo, aquellas estructuras edilicias que alberguen servicios de salud, educativos y administrativos tendrán un incremento del 20% en su calificación final “debido a su carácter estratégico y alto potencial de ahorro energético”.

Los interesados en participar podrán enviar las propuestas técnicas hasta el viernes 9 de mayo del presente año 2025 a través del sitio web oficial del programa: https://cpenergiazero.procel.gov.br .

De los R$ 100.000.000 de la convocatoria, alrededor de R$ 25.000.000 (aproximadamente USD 4.340.000) se asignarán a municipios de Rio Grande do Sul, ya que dicho estado federativo fue uno de los más afectados por las inundaciones ocurridas entre fines de abril y principios de mayo del año pasado.

Mientras que los R$ 75.000.000 (USD 13.025.000) restantes se distribuirán equitativamente entre diferentes estados de las regiones Norte, Nordeste, Sudeste, Centro-Oeste y Sur, no considerándose, exceptuando los municipios de Paraná, Santa Catarina y las ciudades de Rio Grande do Sul.  

“La sostenibilidad de nuestro planeta no es una opción, sino una necesidad urgente. Y ahorrar en el gasto público es una obligación. Y esta convocatoria más que un desafío, es una oportunidad para generar impacto real y duradero combinando tecnologías, buenas prácticas y políticas públicas”, destacó la superintendenta del PROCEL, Juliana Tadeu. 

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Un total de 250 paneles solares fueron instalados en el edificio Benjamín Núñez, del Ministerio de Trabajo y Seguridad Social (MTSS), los cuales son capaces de generar la energía equivalente al consumo de 40 casas.

Según CFS y AVOLTA Energy, la instalación se ha realizado en dos etapas, la primera inició el 20 de noviembre y concluyó el 15 de diciembre, 2023; mientras que la segunda empezó el 1 de octubre y finalizó en el mes de noviembre del 2024.

Kenneth Solano, Gerente de Ingeniería de AVOLTA Energy mencionó que, “en la primera etapa se instalaron 150 paneles y en la segunda etapa 100 (ambos de 550W) es decir; este sistema compensará 15 toneladas de carbono al año. Para la compañía es importante el apoyo e involucramiento en iniciativas de generación con nuevas tecnologías y vemos como las instituciones públicas se están uniendo”. 

La red consta de 8 inversores Fronius Symo de 15kW que le permitirán generar alrededor de 165.6 MWh para autoconsumo cada año.

“Ante la necesidad de reducir las emisiones de dióxido de carbono y la tarifa eléctrica, en el MTSS, CFS en su rol de integrador propuso una solución enfocada en un Sistema para Gestión y Administración de la Energía, la cual permitirá un ahorro de al menos un 22% mensual en la tarifa eléctrica, lo que derivará en un retorno de la inversión en un periodo de dos a tres años” detalló Diego Quirós, Gerente de Desarrollo de Negocios de CFS.

La inversión de este sistema en la primera etapa fue de 130 millones de colones, mientras que la segunda fase corresponde a otros 130 millones de colones.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó el Informe Final de Licitaciones de Suministro 2024, en el que se confirma que en 2025 se subastarán 1.600 GWh/año para abastecer a clientes regulados. Cifra inferior a los 2.000 GWh/año que se habían anticipado en el informe premilitar de octubre pasado. 

Según el documento, el ajuste en los volúmenes de licitación responde a la necesidad de optimizar los contratos vigentes, así como a la actualización de las proyecciones de demanda, en función de los requerimientos efectivos del sistema. 

La cifra anunciada por la CNE marca una reducción del 20% en el volumen de energía a licitar en 2025 respecto a lo proyectado anteriormente, lo que equivale a 400 GWh menos. Subasta que será de corto plazo para cubrir las necesidades de suministro de los años 2027, 2028 y 2029

Aunque es preciso aclarar que no varió respecto al informe que estuvo en consulta pública a mediados de diciembre, donde ya se daba a conocer que habría una merma en la energía a subastar, producto de la rebaja del límite de potencia para optar a la condición de cliente libre y la definición de definición de comunas en transición energética (Tocopilla, Mejillones, Huasco, Puchuncaví, Quintero y Coronel). 

Mientras que camino al año 2028, la disminución sólo es de aproximadamente el 4% respecto a las estimaciones previas del informe preliminar, con un enfoque en ajustar la oferta a las necesidades reales del sistema y reducir costos de sobre-contratación​.

Tal es así que se prevé que se liciten 5100 GWh/año en 2026 (600 GWh/año por debajo de lo original) con inicios de suministro a partir de 2029 (1200 GWh/año), 2030 (900 GWh/año) y 2031 (3000 GWh/año).

Además, la mayor convocatoria de los próximos años se proyecta en 2027 con 8.700 GWh/año (100 GWh/año menos) con comienzo de suministro entre los años 2032 (1800 GWh/año) y 2033 (6900 GWh/año); en tanto que hacia el 2028 se subastarían 6000 GWh/año (misma cantidad) 

“Cabe señalar que el detalle respecto del diseño de los bloques de suministro, las condiciones específicas de cada uno de estos procesos, así como el volumen definitivo a licitar, corresponden a materias propias de bases de licitación, y se establecerán en las mismas una vez se realicen los llamados respectivos”, manifiesta el Informe Final de Licitaciones de Suministro 2024.

Impacto en las energías renovables

El recorte en los volúmenes de licitación podría impactar en el ritmo e interés de incorporación de nuevas energías renovables para abastecer a los clientes regulados, más aún si se tiene en cuenta que, de mantenerse los niveles mencionados, la convocatoria del 2025 sería de las más bajas de los últimos años. 

Puntualmente se podrían ofertar por 2000 GWh menos que lo hecho en la licitación de suministro de 2023, en la que sólo hubo cinco generadoras interesadas (dos de ellas mantenían el mismo parent company) y en la que finalmente Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse se adjudicó total de la energía subastada en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) busca sentar las bases para una nueva dinámica de contratación en el sector eléctrico de Honduras.

Mediante el llamado a Consulta Pública CREE-CP-02-2025 denominada “Modificación del artículo 35 del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica (RLGIE)”, la CREE propone cambios en los procedimientos y algunas características generales al convocar a Licitaciones de Corto y Largo Plazo para la Compra de Capacidad Firme y Energía de las Empresas Distribuidoras.

En el informe técnico elaborado por la CREE se aclara que esta iniciativa tiene sus fundamentos en las recomendaciones que hizo una firma consultora adjudicada en el proceso Concurso Público Internacional CPI-CREE04-2024 denominado “Análisis Regulatorio del Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional”, tras el cual presentó sugerencias para el diseño de licitaciones de compra de capacidad firme y energía de corto plazo y readecuaciones para las de largo plazo. 

Como grandes aportes que podrían traer más previsibilidad, el documento de propuesta regulatoria brinda certeza en los procedimientos a seguir y qué plazos cumplir en cada hito del proceso de selección.

Así mismo, los cambios podrían brindar mayor transparencia, ya que se plantea la eliminación de contrataciones directas y procesos participativos durante las consultas de los pliegos de cada convocatoria. 

Por otro lado, también buscaría promover la competitividad por los mejores precios mediante la adjudicación a la oferta u ofertas que ofrezcan el menor costo para la o las Empresas Distribuidoras, en línea con la “Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho de Naturaleza Económica y Social”. 

Pero aquello no sería todo. También la CREE aumentaría la competencia eliminando algunas barreras de acceso a nuevos players, ya que no sólo consideraría de base que estas serán internacionales sino que además permitirá la participación de generadores en otros países del Mercado Eléctrico Regional (MER) centroamericano.

Todo esto abre un nuevo panorama para inversionistas de energías renovables que estaban atentos no solo a licitaciones de corto plazo que pudieran convocarse para cubrir los requerimientos de potencia y energía de manera estacional o anual por menos de cinco años, sino también a una próxima licitación de largo plazo que el titular de la Secretaría de Energía había anticipado que podría ser de 1500 MW y un 65% de la adjudicación para energías renovables (ver más).

La consulta, que estaba prevista que finalice ayer lunes 3 de febrero, solo había recibido un comentario del Centro Nacional de Despacho. Pero, según informa la CREE, otro participante del mercado habría solicitado una prórroga para hacer sus aportes, por lo que mediante el Acuerdo-CREE-16-2025 el regulador habría definido ampliar el plazo de participación una semana más. Por lo que, todos los interesados en participar podrán hacerlo hasta el jueves 13 de febrero.

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Desde hoy, Strategic Energy Europe comienza a operar como el nuevo medio de noticias especializado en el sector energético europeo, consolidando la trayectoria de más de 12 años de Energía Estratégica en Latinoamérica y España. Este lanzamiento refuerza su compromiso con el análisis detallado de los mercados y la promoción de oportunidades de negocio en energías renovables.

El portal, disponible bajo el dominio https://strategicenergy.eu/, apuesta por un diseño moderno y una interfaz intuitiva, permitiendo a los stakeholders del sector acceder de manera ágil a información clave sobre energías renovables, almacenamiento energético y movilidad sostenible en toda Europa.

Expansión estratégica y nuevo alcance en Europa

De este modo, Energía Estratégica España continuará operando brindando información exclusiva del mercado energético renovable privilegiando lo que está ocurriendo en la Península Ibérica. Por su parte, Strategic Energy Europe responde a la necesidad de ofrecer una visión más amplia e integrada del mercado energético europeo. Con cobertura en múltiples países y en el idioma inglés, el portal se posiciona como el espacio esencial para comprender la evolución de las políticas energéticas y la integración de nuevas tecnologías en el sector.

En este sentido, el nuevo medio ofrecerá contenido exclusivo basado en análisis detallados de cada mercado y en oportunidades de inversión, fortaleciendo su misión de conectar a los actores clave del sector energético en toda Europa.

“Más países, más alcance, más oportunidades: Strategic Energy Europe llega para impulsar el ecosistema energético europeo y consolidar a nuestros partners en toda la región”, destacan desde Strategic Energy Corp (SEC), empresa madre de este nuevo portal, junto con Energía Estratégica y Mobility Portal.

Eventos clave para consolidar la expansión

Para fortalecer su posicionamiento en Europa, Strategic Energy Europe será anfitrión de eventos clave en el sector. En este marco, se realizará el próximo 18 y 19 de febrero el «Storage, Renewable and Electric Vehicles Integration Forum», un evento internacional que reunirá a líderes del sector energético para discutir los desafíos y oportunidades en el almacenamiento de energía y la integración de la movilidad eléctrica.

Además, la empresa anuncia su participación en FES Iberia, programado para el 24 de junio, evento reconocido como uno de los encuentros más relevantes para el sector energético en Europa. “Este será un hito clave en la consolidación de nuestra expansión en el mercado europeo”, subrayan desde SEC.

Un punto de referencia para el sector energético

Con esta nueva plataforma, SEC refuerza su liderazgo en la generación de contenido de alto valor para empresas, inversores y tomadores de decisiones en el sector energético. “Nuestro compromiso es brindar información precisa y estratégica para potenciar el crecimiento de las energías renovables en Europa”, remarcan desde la compañía.

En un contexto donde la transición energética avanza a paso firme en Europa, Strategic Energy Europe se convierte en el canal de referencia para conocer las oportunidades, regulaciones y tendencias que marcarán el futuro del sector.

A partir de este 3 de febrero, el portal estará plenamente operativo, consolidándose como la plataforma esencial para estar al día con las noticias, tendencias y análisis del ecosistema energético europeo.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó su Propuesta de Expansión de la Transmisión, asociada al Proceso de Planificación Anual de la Transmisión del año 2025, que contempla 39 obras. 

La totalidad de proyectos suman inversiones cercanas a USD 708.000.000, destinadas a solucionar las problemáticas identificadas y asegurar la capacidad de transmisión del sistema eléctrico para enfrentar los desafíos futuros.

¿Cómo se reparten? 8 obras corresponden al Sistema de Transmisión Nacional, de las cuales 6 son Obras Nuevas y 2 son Obras de Ampliación, y el Valor de Inversión Referencial total en este segmento ronda los USD 459.000.000. 

Mientras que las obras destinadas a los Sistemas de Transmisión Zonales son 31, que incorporarán capacidad de transmisión con un Valor de Inversión de USD 249.000.000, estas obras están desplegadas desde la Región de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé, y se contemplan 6 Obras Nuevas y 25 Ampliaciones.

Entre las principales obras propuestas destacan: 

• Nueva Subestación Seccionadora Huáscar
• Nueva Subestación El Noviciado, Nueva Línea 2×220 kV El Noviciado – Lo Campino y Ampliación de la Línea 2×220 kV Polpaico – Cerro Navia
• Nueva S/E Tiuquilemu, Nueva S/E Las Pitras y Nueva Línea 2×500 kV Tiuquilemu – Las Pitras
• Ampliación de la Línea 2×220 kV Nueva Pichirropulli – Tineo que reduce congestiones en la Zona Sur del país producidas por el alto potencial eólico.
• Nueva S/E La Cantera, la cual se presenta con el propósito de facilitar el desarrollo de nuevos proyectos eólicos en la Región del Biobío.

“Se llega a esta cartera de proyectos luego de considerar ciertos elementos claves, como las proyecciones de demanda, y los planes de obras de generación con un horizonte de largo plazo”, indicó Diego Altamirano Hernández, Consultor en Energía e Innovación, y Académico de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Valparaíso.

“En los últimos años se ha visto el interés del Coordinador y la Industria en robustecer las metodologías y métricas para evaluar la seguridad en el sistema. Por lo cual, hay un espacio importante para la Investigación y Desarrollo (I+D), donde es clave contar con el apoyo de la academia”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

El especialista hizo alusión a la importancia de avanzar igualmente en los debates e investigaciones de criterios y metodologías para evaluar la resiliencia y calidad de servicio, siendo estos últimos muy desafiantes en el contexto de la transición energética, y las características geográficas y climáticas de Chile a lo largo de toda la extensión del Sistema Eléctrico Nacional. 

Como también es importante poner atención a cuestiones vinculadas al propio ejercicio de planificación, como lo es la determinación de fechas estimadas de puesta en servicio, considerando que pueden existir obras de transmisión con dificultades en su construcción u obras desiertas en licitaciones para las cuales hay que estimar su fecha de adjudicación y puesta en servicio.

“En los ejercicios de planificación de la transmisión, la estimación de fechas de puesta en servicio de los proyectos en construcción o de aquellos que deben relicitarse, tiene un impacto relevante en el diagnóstico del sistema de transmisión, ya que el adelantar o postergar la entrada de proyectos puede afectar la visualización de problemáticas o restricciones en el sistema y por ejemplo puede que no se visualicen problemáticas en el corto plazo que pudiesen requerir Obras Urgentes de Transmisión”.

Por su parte, otro de los elementos que es relevante poner atención en los ejercicios de planificación, corresponde a la información técnica de las instalaciones, que por lo demás esta se encuentra públicamente disponible en la plataforma Infotécnica del CEN,  la cual idealmente debiese cumplir con los atributos de completitud y calidad, y debiese verse reflejada íntegramente en las bases datos y modelos de simulación que utiliza tanto el Coordinador como la Comisión Nacional de Energía, en las cuales por ejemplo un valor de capacidad de línea de transmisión inconsistente o erróneo podría gatillar problemáticas o escenarios de operación que no condicen con la realidad. 

“Frente a estos elementos que pueden causar distorsiones en los diagnósticos o análisis, es importante la participación activa de la Industria en las instancias de observaciones a los informes que frecuentemente emite el CEN y la Comisión relacionados a los ejercicios de planificación de la transmisión”, manifestó Diego Altamirano Hernández. 

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DNV, empresa dedicada al aseguramiento y gestión de riesgos que cuenta con servicios de due diligence de mercado y asesoría técnica, recientemente dio a conocer que ayudó a Grenergy a obtener USD 299.000.000 en financiamiento para un proyecto fotovoltaico con baterías en el desierto de Atacama, Chile.

El proyecto tendrá 230 MW de capacidad fotovoltaica y 1,3 GWh de almacenamiento de energía, lo que marca la tendencia del mercado chileno hacia la firma de contratos PPA entre privados y la instalación de más sistemas híbridos (generación + BESS) o baterías stand-alone en el país. 

Mario Acevedo, Market Manager para el Cono Sur de DNV, conversó con Energía Estratégica sobre la situación actual del sector energético de Chile y reveló cuáles son los próximos pasos y objetivos 2025 de la compañía. 

“El 2024 sobrepasamos las metas con creces y para este año planteamos un horizonte más ambicioso, de modo que queremos aumentar el equipo humano y crecer cerca de un 35% en cuanto a contratos”, aseguró.  

Para Chile, estos objetivos permitirán a DNV seguir posicionándose como los principales consultores técnicos y de mercado, principalmente en cuestiones vinculadas con la tendencia del Storage. 

A pesar de estas proyecciones optimistas, el mercado chileno enfrenta retos estructurales que podrían impactar el crecimiento del sector renovable. Entre ellos, se encuentra la incertidumbre regulatoria y el financiamiento de proyectos, particularmente en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), producto del proyecto de ley que amplía los subsidios eléctricos. 

“Hay entidades financieras preocupadas y una posible merma en la inversión en el segmento PMGD. Esto se puede ver como un problema transversal que puede afectar a la utility scale”, indicó el Market Manager para el Cono Sur de DNV.  

Otro desafío clave es el curtailment de las renovables, que impacta en la rentabilidad de los proyectos y genera costos marginales cero en ciertas horas del día, lo que afecta directamente el financiamiento.

Por lo que Acevedo advirtió que la solución podría venir por dos caminos: la inclusión de baterías para mitigar estos efectos o bien las recomendaciones del Coordinador Eléctrico Nacional para migrar hacia un mercado de ofertas. Puntos clave que deberían cerrarse en el primer semestre del 2025 para entender cómo será el crecimiento de las renovables en el país.

El sistema de licitación de suministro de Chile también juega un papel determinante en la viabilidad de los proyectos, ya que debido a los desacoples, los costos marginales de los puntos de retiro resultan más altos que el precio del PPA, lo que afecta el financiamiento y la confianza bancaria sobre dicho instrumento. 

Sumado a que la falta de crecimiento en la demanda energética ha generado que no se cumpla el uso total de los contratos, afectando aún más la estabilidad financiera de los proyectos. 

Ante esta situación, DNV ha sido requerida para realizar previsiones de precios y simulaciones de contratos con distribuidoras, con el objetivo de evaluar la viabilidad de los financiamientos y de los proyectos. 

Bajo ese contexto, DNV, al ser una empresa transnacional que cuenta con un área de investigación y desarrollo en Noruega y bastante track récord en diversos ámbitos en todo el mundo, busca traspasar el conocimiento hacia Chile, a fin de acompañar al sector en la materia, tanto en el apoyo de mercado, la proyección de precios, procurement y cualquier tipo de asesoría vinculada a riesgo.

“También tenemos un reporte para los desarrolladores denominado Battery Scorecard, el cual permite observar cómo se comportan las baterías desde el punto de vista técnico”, subrayó el especialista. 

Con esta ventaja competitiva y una estrategia clara, DNV apunta a consolidar su crecimiento en Chile y fortalecer su presencia en el sector renovable para 2025, enfrentando los desafíos del mercado con soluciones innovadoras y una visión de largo plazo.

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El Mercado Eléctrico Regional (MER) ha mostrado una tendencia de crecimiento en las transacciones eléctricas en los últimos años. Según datos de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), las inyecciones en el MER alcanzaron los 3,108 GWh en 2022, superando los 3,074 GWh registrados en 2019. Sin embargo, en 2023, debido al fenómeno de El Niño, las transacciones disminuyeron a 2,651 GWh, niveles comparables a los de 2018. 

Aquello denota las consecuencias adversas en las condiciones hidrológicas que impactaron la capacidad de generación de energía, especialmente en países con alta dependencia de recursos hidroeléctricos, como Panamá, El Salvador y Guatemala que adoptaron medidas como reducir o suspender sus exportaciones de energía y a priorizar la demanda interna. 

“Si vemos a nivel de gestión de los contratos de energía, tanto firmes como no firmes, vemos cómo estos se vieron afectados durante los periodos de mayor escasez”, advierte William Villalobos, CEO de Core Regulatorio y expresidente de Asociación Iberoamericana de Derecho de la Energía (ASIDE). 

Recordando que hubo situaciones de falta de oferta de generación, en donde los países tuvieron que reducir las cantidades disponibles para cumplir con los contratos establecidos, el abogado especialista en el sector energético cuestiona que esto repercutió “provocando alteraciones en las transacciones del Mercado de Oportunidad Regional (MOR) y derivando en aumentos en los costos de energía, especialmente en países como El Salvador”.

No obstante, -al margen de las condiciones climáticas asociadas al fenómeno El Niño durante 2023-2024- Villalobos subraya que “factores regulatorios como la armonización de normativas nacionales y la asignación eficiente de capacidad de interconexión han sido cruciales para el crecimiento de las transacciones del MER”. 

De hecho, considera que desde una perspectiva técnica “la integración de energías renovables y la mejora en la infraestructura de transmisión han contribuido significativamente”. Sin embargo, observa que aún persisten desafíos como las restricciones en la capacidad de transmisión y las asimetrías regulatorias entre países; por lo que, valora como necesario la integración de fuentes necesarias, para tenerlas disponibles como respaldo para mitigar los impactos de futuras crisis climáticas y mejorar la resiliencia del sistema eléctrico regional.

Regulación en pos de la competitividad y sostenibilidad 

Para que los proyectos renovables sean más competitivos y atraigan inversión sostenible en el MER, el CEO de Core Regulatorio sostiene que es fundamental contar con un marco regulatorio que brinde estabilidad y predictibilidad a los inversionistas. 

“Si vemos el comportamiento de precios del MER en el segundo cuatrimestre del 2024 fue de 208.88 US$/MWh, es decir 8,71% menos que en 2023 disminución asociada a la culminación de los efectos del Niño a finales de mayo. Dicho ello, para fomentar la competitividad de precios, hemos de voltear la mirada en acciones claves como contratos de largo plazo y mecanismos de mercado flexibles, mejoras en la asignación de capacidad de transmisión, mecanismos de gestión de la intermitencia y regulación clara para nuevos modelos de negocio”, expresa, y desarrolla: 

1. Contratos de largo plazo y mecanismos de mercado flexibles: Fortalecer los instrumentos de contratación de energía renovable, permitiendo mayor estabilidad en los ingresos de los generadores y generando mayores condiciones de seguridad jurídica en esquemas como los PPA transfronterizos.
2. Mejoras en la asignación de capacidad de transmisión: Optimizar los procesos de planificación y expansión de SIEPAC para reducir cuellos de botella que limitan la competitividad de la generación renovable.
3. Mecanismos de gestión de la intermitencia: Implementar mercados de capacidad y servicios complementarios (como almacenamiento y respuesta de la demanda) para aumentar la confiabilidad del sistema y reducir costos operativos.
4. Regulación clara para nuevos modelos de negocio: Establecer un marco normativo que facilite la integración de agregadores de demanda y almacenamiento en el MER, permitiendo mayor diversificación de la oferta y precios más competitivos.

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Nordex, empresa con más de tres décadas de experiencia en la fabricación de turbinas eólicas, proyecta un panorama más alentador para la evolución del mercado renovable de Latinoamérica durante los próximos años. 

La firma que ya opera en ocho países de Latinoamérica y cuenta con 8 GW capacidad operativa y otros 3 GW en la región, observa un período prometedor en uno de sus mercados más relevantes de la región. 

“El 2024 lo vimos un poco más lento, de transición, en el que como fabricante hicimos un trabajo más de acompañamiento a los desarrolladores en todas las etapas de los proyectos: desarrollar los parques, maximizar la producción, minimizar costos de energía. Mientras que los años 2025 y 2026 pueden ser años muy buenos dado que hay un pipeline muy grande”, aseguró Romina Bize, sales manager para LATAM de Nordex, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone. 

“Tenemos la participación N°2 en el mercado latinoamericano y aspiramos a ser N°1. Sumado a que estamos interesados en nuevas tecnologías y desarrollos futuros, como por ejemplo el mercado del hidrógeno verde y de hecho abrimos dos compañías dentro del grupo. una enfocada al desarrollo de proyectos de H2V y otra como fabricantes de electrolizadores”, añadió. 

Pero el desarrollo de proyectos eólicos en la región enfrenta desafíos que van más allá de la tecnología, desde la etapa inicial en la que resulta crucial optimizar tiempos de desarrollo hasta aquellos procesos regulatorios para garantizar un ritmo constante de iniciativas. 

“Necesitamos cierto volumen de proyectos que cerrar año a año, de manera de asegurar una mejor cadena de suministro, entrega de los productos, con el objetivo de optimizar y reducir el LCOE”, subrayó la sales manager LATAM de Nordex. 

Según Bize, este enfoque permitirá no solo acelerar la transición energética, sino también competir de manera más eficiente en el mercado: “Necesitamos que los proyectos, desde greenfield hasta ready to build, tengan un tiempo prudente sin extenderse demasiado, que garantice un flujo continuo de proyectos para competir mejor y alcanzar los objetivos de descarbonización”.

Para adaptarse a las particularidades de los mercados regionales, Nordex ha implementado modificaciones para maximizar la eficiencia de los recursos disponibles, como por ejemplo rotores de gran tamaño para aquellas zonas con vientos medios o bajos, o mismo torres más altas que optimizan la generación en el sur de Chile.

“También también nos enfrentamos a la sismicidad, ya que para casos como Chile se deben diseñar productos que cumplan con la normativa, pero a la vez que las restricciones regulatorias nos permitan entregar soluciones competitivas, que logren el menor costo de energía posible y conseguir proyectos óptimos para Nordex y los propios clientes”, declaró su sales manager LATAM.

Sin embargo, estas innovaciones también plantean retos en términos de impacto ambiental y social, como el transporte de los equipos, el ruido y la sombra generados por los rotores más grandes, a fin de asegurar un desarrollo sostenible y armónico.

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La Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan se planteó nuevas metas y objetivos en materia renovable para el presente año, que abarcan desde acuerdos con otras entidades, más infraestructura de transmisión y financiamiento internacional.

Uno de los hitos más relevantes es la firma de un memorándum de entendimiento con PowerChina y Shanghai Electric para desarrollar parques solares y eólicos en San Juan, que podrían incorporar sistemas de baterías para utilizar la energía en horarios donde los parques no produzcan y con tecnología grid-forming.

«Estos proyectos sumarán 350 MW a partir de Tocota VI, VII y VIII y permitirán incrementar nuestro parque de generación en la zona de Tocota,que está muy limitado porque no tenemos más posibilidad de evacuación”, explicó el presidente de EPSE, Lucas Estrada, en conversación con Energía Estratégica.

En paralelo, EPSE avanza en la estructuración de un esquema de financiamiento con el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para fortalecer la infraestructura de transmisión en San Juan y asegurar el crecimiento del parque de generación renovable. 

Por lo que uno de los proyectos fundamentales que ya está en marcha es la interconexión entre las estaciones transformadoras Ullum y Albardón – Chimbas, una doble terna en 132 kV que habilitará la conexión de dos plantas solares adicionales.

La primera de ellas es Ullum Alfa de 50 MW de potencia, que aún se encuentra en construcción con un 70% de grado de avance y finalización prevista para 2025, que una vez inaugurado será el parque solar más grande operado por EPSE y producirá 115.000 MWh/año. 

Mientras que el segundo proyecto estaba supeditado a la construcción de la línea y será la central fotovoltaica El Chaguar, de 130 MW de capacidad, desarrollada por Genneia y donde la Empresa Provincial Sociedad del Estado de San Juan participa como socio minoritario. 

“Es una buena noticia porque tendremos dos nuevos parques gracias a esa línea, además de que brinda robustez al sistema interconectado provincial”, manifestó Estrada. 

A nivel nacional, EPSE también se expande hacia Neuquén, donde colabora con el municipio homónimo en el desarrollo de un parque solar que, a futuro, tendrá 50 MW de potencia.

La particularidad es que en esta primera etapa, la capacidad instalada será de 10 MW, ya que se requiere la construcción de una línea de 132 kV para evacuar la totalidad de la energía generada. Además, la empresa seguirá brindando asistencia técnica en la construcción del parque, asegurando el cumplimiento de los estándares de calidad y eficiencia. 

«Nuestra relación con el gobierno neuquino es excelente, trabajamos en conjunto con el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y la cooperativa Cooperativa de Agua, Luz y Fuerza (CALF) para garantizar el desarrollo exitoso del proyecto», destacó Estrada.

Gestión sustentable: VERSU

En línea con su compromiso con la sostenibilidad, EPSE también ha reactivado un proyecto piloto de valorización energética de residuos sólidos urbanos (VERSU), que busca transformar los desechos en energía, ofreciendo una solución concreta al problema de la gestión de residuos en San Juan. 

“Ya resolvimos el problema de financiamiento y lo terminaremos este año. Es un proyecto piloto, pero que servirá para caracterizar el contenido energético de los residuos y luego escalar para que San Juan siga siendo sustentable y amigable con el medio ambiente”, indicó el presidente de EPSE. 

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El debate generado en torno al proyecto de ley que busca ampliar los subsidios eléctricos ha evidenciado una problemática centra en el sector: las miradas contrapuestas en torno al precio estabilizado aplicado a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y la disconformidad en un contexto desafiante. 

Desde la recientemente creada Asociación de Generación Renovable (AGR) salieron al cruce de los PMGD por el margen existente entre entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de ese tipo de proyectos, de modo que apuntó que genera una distorsión “significativa” en el mercado eléctrico y afecta a la la competitividad de las energías renovables no convencionales.

“El impacto económico de los PMGD fotovoltaicos, entre el año 2023 y 2024, fue de 540 millones de dólares, que son pagados por clientes libres industriales y por empresas de generación. Y a partir de 2027 lo deberán pagar todos los chilenos. Pero es un pago que no deberíamos estar haciendo”, declaró Jaime Toledo, presidente de AGR. 

“Mientras que a los renovables puro nos pagan cero por la energía generada en el mercado spot en el horario solar, a los PMGD se les paga entre USD 60 – 80 vía compensación de precio estabilizado, lo que es una distorsión de la competencia en el mercado eléctrico”, añadió durante una sesión de la  Comisión de Minería y Energía del Senado. 

El debate gira en torno a que la iniciativa del Ministerio de Energía prevé que los PMGD financien a través de un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, financiado de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al Decreto Supremo N°88/2019. 

Es decir que la propuesta del gobierno es que el mecanismo de precio estabilizado por los próximos tres años funcione con la forma de un subsidio cruzado, donde el sistema subvencione los ingresos de los medios de generación distribuida en un monto que oscila los USD 500.000.000 – 600.000.000

Este hecho generó controversias dentro del sector renovable, de modo que varios gremios manifestaron que habría quiebra de proyectos si se aprueba el pilar PMGD; pero también desacuerdos por  “gestión unilaterales” que derivaron en la salida de Mainstream, Ibereólica, RWE y Acciona de ACERA y posterior creación de la Asociación de Generación Renovable. 

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Tal es así que la AGR ha sido clara en su llamado a resolver este panorama de manera urgente y que resulta “indispensable” establecer un compromiso explícito, independiente de si se elimina o no el pilar PMGD del proyecto de ley que se tramita en el Senado.  

“Se debe terminar con esta situación rara, que los contratos baratos dejen de subvencionar a los PMGD. De no abordarse antes de 2026, será inevitable que a partir de 2027 las familias chilenas empiecen a pagar parte del subsidio cruzado que les llega a los PMGD, lo que implicará nuevas discusiones sobre medidas para subsidiar las cuentas de la luz”, insistió Toledo.  

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La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) cambiará de figura jurídica: dejará de existir como compañía autárquica ya que se transformará en sociedad anónima por decisión impulsada por el gobernador de Córdoba, Martín Llaryora.

Los motivos están vinculados a la adecuación al DNU N° 70/2023, con el que el gobierno de Javier Milei apuntó más de 300 reformas y dejó sin efecto las sociedades del Estado; como también para optar por mejores condiciones de financiamiento externo. 

La intención es ser más flexibles en la gestión, ampliar las funciones y abrazar otros tipo de negocio más allá de lo estrictamente eléctrico, como por ejemplo las telecomunicaciones, segmento que EPEC tuvo previsto explotar pero que se mantuvo frenado hasta el momento; o mismo para expandirse fuertemente en la generación de energía eléctrica, más allá de los servicios que ya ofrece.

La particularidad es que la distribuidora y generadora eléctrica cordobesa no sería privatizada, sino más bien cambiará de jerarquía jurídica para continuar en funcionamiento, tal como sucede con Bancor SA o Caminos de las Sierras SA. 

“La propuesta es que sea una sociedad anónima con la mayoría accionaria de la provincia de Córdoba. Aún restan definirse los porcentajes, pero la idea es que las acciones mayoritarias sean del gobierno, repartidas entre distintos organismos. Aunque no está cerrada la puerta a la incorporación de capital privado”, aseguraron fuentes del sector.

“Ya hay mesa de diálogo con los distintos gremios y la intención es hacer el cambio de figura jurídica lo antes posible. Por supuesto que se deben los nuevos estatutos de la empresa y ver cómo se trasladan los convenios colectivos, pero es una decisión tomada, no hay vuelta atrás”, agregaron. 

Por otro lado, y para tranquilidad del sector energético, se mantendrán los contratos y acuerdos ya firmados por EPEC, como por ejemplo aquellos dados bajo la licitación RenMDI, dentro de la cual EPEC resultó adjudicataria de 11 proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables. 

Tal es así que la Empresa Provincial de Energía de Córdoba fue una de las grandes ganadoras de la convocatoria del 2023, ya que fue una de las dos empresas con mayor cantidad de proyectos adjudicados (junto a MSU Green Energy), logrando contratos para el 100% de las ofertas que presentó entre ambos renglones de la convocatoria.

Para ser precisos, EPEC fue adjudicada con cuatro parques fotovoltaicos, cinco pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y dos centrales bioenergéticas que en total suman 28,5 MW de capacidad destinados a reemplazar generación forzada. 

“Todo lo que se encaró y hay en marcha, continúa, no hay ningún freno a lo ya firmado”, informaron desde la industria energética de Córdoba. 

Asimismo, a mediados del 2023 también presentaron un reporte sobre la pre-factibilidad de renovables para producir y comercializar hidrógeno verde, de modo que destacaron que la provincia podría tener un electrolizador de 100 MW y para eso se necesitaría instalar un módulo de potencia eólico de 165 MW, 40 MW fotovoltaicos y almacenamiento de hidrógeno.

Por lo que se mantiene la intención de vincularse con el ámbito renovable y sólo conocerse cómo quedará conformada porcentualmente la transformación hacia la nueva etapa de la compañía como sociedad anónima. 

Mirada contrapuestas entre los gremios

Si bien el Sindicato de Luz y Fuerza de Río Cuarto y la Asociación de Personal Superior de EPEC se encuentran abiertos al diálogo y hasta han pedido formar parte del proceso de transición a SA, el gremio de Luz y Fuerza de Córdoba aún es reticente a la medida. 

Tal es así que el Sindicato Regional elaboró un documento en el que expresa que no avalará y/o acompañará la incorporación de capital privado en EPEC y que “se debe establecer expresamente en la nueva normativa societaria de la EPEC esta prohibición”.

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La Secretaría Nacional de Energía (SNE), en coordinación con el Ministerio de Economía y Finanzas, publicó la Resolución N° MIPRE-2025-0002492, en la que se aprueba un nuevo listado de accesorios y equipos para sistemas de energía solar que recibirán incentivos fiscales.

La resolución contempla dos categorías principales con 10 items en cada una, relacionados al sistema del cuál formarán parte los componentes cubiertos con incentivos, sean estos sistemas fotovoltaicos o sistemas de calefacción solar.

Sistemas Fotovoltaicos

1. Controladores de carga solares
2. Rieles, bases de los rieles, sujetadores centrales y laterales para paneles solares.
3. Protecciones de corriente directa (DC).
4. Cajas combinadoras para sistemas solares fotovoltaicos.
5. Conectores MC4 (multi contacto N°4).
6. Cable Solar de corriente directa (DC).
7. Dispositivo de apagado rápido para sistemas solares fotovoltaicos.
8. Sensores de potencia para sistemas solares fotovoltaicos, medidores de energía y equipos de monitoreo.
9. Robot para limpieza de paneles solares.
10. Optimizadores solares.

Sistemas de Calefacción solar

1. Tanque acumulador con aislamiento para almacenamiento de agua caliente solar.
2. Racores de compresión para la conexión de los bancos de captadores solares.
3. Válvula mezcladora termostática para calentamiento solar.
4. Válvula esfera con palanca naranja, para calentamiento solar.
5. Filtro recolector de impurezas
6. Grupo de llenado automático con doble anti interceptación válvula anti-retorno y manómetro.
7. Reductor de presión.
8. Purgador automático de boya.
9. Kit batería de captadores y kit de ampliación termostático.
10. Mezclador termostático para instalaciones solares térmicas.

Los accesorios y equipos antes mencionados podrán acceder a una serie de beneficios entre los que se encuentran la exoneración del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), Impuesto de Transferencia de Bienes Muebles y Servicios (ITBMS), Impuesto de Importación, entre otros aranceles, tasas, contribuciones y gravámenes.

Estos incentivos buscan reducir los costos de adquisición y promover la adopción de tecnologías solares tanto para sistemas fotovoltaicos como para sistemas de calefacción solar, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y al uso de fuentes renovables.

Aquellos interesados podrán acceder a estos beneficios podrán hacerlo a partir del 23 de febrero del 2025, 30 días después de su promulgación. Al respecto, es necesario aclarar que para hacer uso de los incentivos fiscales a que se refiere este artículo, las personas naturales o jurídicas que construyan, operen o mantengan centrales y/o instalaciones solares deberán tener una licencia o concesión de generación expedida por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, cuando se trate de la prestación del servicio público de electricidad, o una certificación de la Secretaría Nacional de Energía, si se trata de una actividad distinta a la prestación del servicio público de electricidad, en la que se deje constancia de que los equipos, partes y sistemas que recibirán el incentivo fiscal tienen ese derecho.

La medida es en conformidad con el numeral seis del artículo 20 de la Ley 37 de 10 de junio de 2013, que establece el régimen de incentivos para el fomento de la construcción, operación y mantenimiento de centrales y/o instalaciones solares y sus modificaciones.

Es preciso recordar que la Ley 37 numera los equipos, partes y sistemas que reciben una exención aduanera inicial. Los cinco primeros contemplan: calentadores solares de agua o de producción de calor; partes y componentes necesarios para ensamblar en el país los colectores solares para calentar agua y/o equipamiento de secado por energía solar; paneles solares y celdas solares individuales; acumuladores estacionarios de larga duración; inversores y/o convertidores solares.

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En el marco de FES Colombia 2024, Fredy Mendoza, jefe de ventas para el Cono Sur de Canadian Solar, expuso los pilares de la estrategia de la compañía. Esta se centra en transformar la percepción de los paneles solares y destacar su papel como soluciones integrales para optimizar proyectos fotovoltaicos.

“Estamos cambiando la mentalidad de la industria. No queremos que los paneles se vean como commodities, donde el precio inicial es lo único que importa, sino como herramientas estratégicas que optimizan el ROI y reducen el LCOE”, explica Mendoza.

Además, Canadian Solar apuesta por un enfoque educativo y de consultoría personalizada con los tomadores de decisiones. Según Mendoza, este método permite una formulación más exitosa de proyectos y asegura decisiones más asertivas.

La compañía está liderando con paneles solares de alta eficiencia, como los de 720W TopCon, que están generando tasas internas de retorno (TIR) altamente atractivas. “Estos paneles permiten reducir costos al maximizar la generación de energía en áreas más pequeñas, lo que disminuye el CAPEX y los costos de operación y mantenimiento”, comenta Mendoza.

Estos productos se adaptan tanto a proyectos de generación distribuida, que actualmente están en auge, como a grandes instalaciones utility scale. Mendoza enfatiza que ambos sectores están mostrando resultados financieros sobresalientes, lo que refuerza la confianza de los inversionistas.

Mercados emergentes y oportunidades clave

Para Canadian Solar, Sudamérica representa una región de crecimiento estratégico. Según Mendoza, países como Colombia, Perú y Ecuador son particularmente atractivos. “Perú está en una fase de crecimiento, mientras que Ecuador presenta oportunidades interesantes debido a los problemas de suministro eléctrico. En Chile, aunque el mercado utility está algo estacionado, el desarrollo de almacenamiento energético es clave”, detalla.

Proyecciones para 2025

De cara al futuro, Canadian Solar busca fortalecer su presencia en la región. “Queremos consolidar nuestra marca en cada país, contar con equipos locales y ser vistos como aliados estratégicos para optimizar proyectos”, afirma Mendoza.

Con un plan de expansión sólido, la empresa proyecta un 2025 lleno de crecimiento y consolidación, reafirmando su compromiso de ser un socio clave en la transición hacia una matriz energética más limpia y rentable en Sudamérica.

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Chile transita su “Segundo Tiempo de la Transición Energética” y, desde finales del año pasado, el gobierno lanzó a consulta pública un nuevo plan de descarbonización en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico. 

Sin embargo, las demoras en el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de manera acelerada y justa con nueva capacidad de tecnologías limpias y renovables aún preocupa dentro del rubro energético y ambiental del país. 

El panorama no cambió mucho desde el gobierno pasado a este. El proceso de descarbonización de Chile está estancado y veo pocas probabilidades de que se acelere”, afirmó Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, en conversación con Energía Estratégica.

“Hay centrales que siguen sin fecha de cierre y que algunas empresas vendieron sus termoeléctricas por lo que no se tiene forma de comprometer a los nuevos dueños a generar un cierre anticipado, considerando que el mismo es voluntario”, añadió. 

De acuerdo a los últimos números, ya se desconectó 1,6 GW de potencia de centrales a carbón en Chile, pero aún restan 3,9 GW que continúan operativos y algunos de esos proyectos aún no confirmaron cuándo pondrán fin a sus actividades, a pesar que deberán hacerlo antes del 2040. 

Mientras que el nuevo plan de descarbonización  traza una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente dichas centrales, habiendo 2163 MW de potencia en 5 plantas con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.

Por otro lado, la directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur planteó que ese programa pone el foco en “rebajar el estándar ambiental”, por lo que preocupa más la metodología que se aplica para implementar y acelerar la transición energética.

“Por ello presentaremos algunas observaciones ciudadanas al plan de descarbonización porque, por ejemplo, es una aberración que los proyectos energéticos no tengan que entrar a evaluación de impacto ambiental si pudiese pensarse que no producirían impactos”, comentó. 

Bajo esa misma premisa, se buscará que haya un mayor ordenamiento territorial para que no existan colisiones de los proyectos con otras actividades productivas y posteriores consecuencias, tanto en el ámbito alimentario como a nivel social.

“Es importante que se haga una transición justa, que hasta el momento no ha sido así dado que algunas empresas pasaron su modelo de negocio a las energías limpias utilizando las mismas estrategias que utilizaban con las comunidades cuando tenían termoeléctricas a carbón”, subrayó Pamela Poo. 

“Y si bien hay demora en los permisos sectoriales, se pretendió relajar las leyes y el estándar ambiental, por lo que se ve un retroceso de la legislación. Sumado a que es preocupante el silencio administrativo y que el proponente sólo deba realizar una declaración jurada de que cumplirá con cierto estándar, hecho que resulta difícil de comprobar y no saber realmente los peligros de la escala de la industria para los ecosistemas y comunidades”, insistió. 

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La asunción de Donald Trump como nuevo presidente de Estados Unidos y  su anticipo de salida del Acuerdo de París generaron un efecto dominó, de modo que Javier Milei planea seguir el mismo rumbo y, por tanto, también evalúa que Argentina renuncie a los compromisos asumidos en 2015. 

Desde Casa Rosada vaticinaron que es una idea que atrae al presidente libertario si su continuidad en el Acuerdo de París resultase un obstáculo para cerrar más convenios con el país norteamericano y el nuevo gobierno correspondiente. 

Incluso, Milei nuevamente se posicionó en contra de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible durante la 79° Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) y criticó abiertamente a las iniciativas para mitigar el cambio climático. 

“El wokismo se manifiesta en el siniestro ecologismo radical y la bandera del cambio climático. Conservar nuestro planeta para las futuras generaciones es cuestión de sentido común. Nadie quiere vivir en un basurero, pero nuevamente el wokismo se arregló para pervertir esa idea elemental”, declaró durante el Foro Económico Mundial de Davos.

“Estamos frente a un cambio de época, un giro copernicano, la destrucción de un paradigma y la construcción de otro. Y si las instituciones que influencian globalmente quieren pasar de página y participar de este nuevo paradigma, tendrán que hacerse responsables del papel que jugaron en las últimas décadas y reconocer ante la sociedad el mea culpa que se les reclama”, agregó. 

Además, Milei reconoció su confianza en Trump para “abrazar las últimas tesis de éxito económico y social” refiriéndose a cuestiones previas a la Agenda 2030 e invitó a más naciones a alinearse con las mismas ideas. 

Pero esta no es la primera vez que el principal referente de La Libertad Avanza apuntara contra el plan aprobado en 2015 como ya presidente de Argentina, sino que en octubre del año pasado acusó a la ONU de “socialista” y de haber tomado medidas de «izquierda».

A ello se debe añadir que Milei en reiteradas oportunidades negó que el cambio climático existiera y señaló que dicha temática es «una mentira del socialismo», a tal punto que eliminó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible una vez asumió el gobierno. 

Por lo que nuevamente encendió las alarmas dentro del sector, por estar a contramano del debate global, que podría afectar nuevas inversiones en renovables, en el camino de la transición energética. 

“Si Argentina abandona el Acuerdo de París se trataría de una decisión radical que se sustenta en una ideología irracional, puesto que Argentina no ha expuesto jamás algún tipo de queja en cuanto a los objetivos e instrumentos dentro del AP. Es meramente una decisión ideológica. Se trata de una decisión que desconoce la ciencia y deja al país en el aislamiento y en el ridículo también”, opinó Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE International, al ser consultado por Energía Estratégica.

“Es una medida que carece de sustento técnico, sin ninguna rigurosidad de ningún tipo. Una decisión ridícula y caprichosa. Y en términos de vínculos comerciales se deterioran nuestra posibilidades, dado que nadie quiere comerciar con quien se saltea normas internacionales, viola las reglas del derecho y corre con ventajas al no ajustar su producción a los pactos internacionales”, añadió. 

De todos modos, la salida de Argentina del Acuerdo de París y los compromisos asumidos en la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático del 2015 no resultaría sencilla debido a la dependencia de créditos de organismos multilaterales, que en ciertos casos poseen cláusulas de protección medioambiental. 

Asimismo, su ex secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, había anticipado que las metas de cumplimiento a los sujetos obligados en la ley de fomento a las renovables (Ley N° 27191) ya fueron establecidas y deben ser honradas, como también cumplidos lo pactado en el marco del Acuerdo de París con las Contribuciones Nacionalmente Determinadas (ver nota).

Por lo que resta conocerse qué postura tomará el mandatario argentino, si realmente seguirá la misma decisión que Donald Trump o se mantendrá firme conforme lo ya acordado hace casi una década. 

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