Central Puerto continúa fortaleciendo su presencia en el sector renovable con una estrategia que se adapta a las oportunidades del mercado y las limitaciones de la red de transmisión. 

Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto, participó del streaming de  Strategic Energy Corp en el marco del encuentro FES Argentina y destacó que la compañía evalúa varios frentes tecnológicos, con proyectos en distintas etapas de desarrollo y a la espera de posibles cambios regulatorios.

Por ejemplo, la empresa recientemente se presentó al Mercado a Término (MATER) con dos proyectos eólicos y dos solares que totalizan 540 MW de capacidad, aunque competirán por una asignación de entre 201 MW y 311 MW dentro del mecanismo «Referencial A» 

La particularidad es que para el parque fotovoltaico Hunuc I, la empresa elevó dos solicitudes ya que realizó análisis de interconexión y operatividad de la red para plantear una opción para optimizar el uso de la infraestructura disponible.

«La red de transmisión está con problemas de acceso y niveles de saturación relevantes. Por lo que hicimos unos análisis de puntos de interconexión (PDI) y de operatividad de la red y planteamos una alternativa no es exactamente la misma que está planteada en PDI del nodo. Eso permite la apertura con barras separadas de un mismo punto, es decir la conexión de un único parque en un mismo PDI con conexión en dos barras”, indicó Katz durante el evento organizado por Future Energy Summit (FES). 

Además, Central Puerto cerró un acuerdo estratégico con YPF Luz para elaborar un estudio y desarrollo de un importante proyecto de interconexión para abastecer de energía eléctrica limpia y eficiente a la zona de la Puna Argentina. 

La iniciativa contempla una línea de alta tensión de 140 kilómetros, que potencialmente podría ampliarse hasta  350 km de extensión, con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, y una inversión estimada de entre USD 250 – 400 millones.

«Queremos que se materialice el proyecto de energizar las compañías mineras de la Puna. Y la potencialidad minera dice que toda la demanda de la zona podría alcanzar 400 – 450 MW, por lo que luego construiríamos los parques renovables para abastecer esa demanda que se conectaría al sistema”, indicó el director de Planeamiento Energético de Central Puerto. 

“La industria de litio está atravesando una situación de precios muy restrictivos, viviendo un proceso de concentración de de proyectos, lo cual hoy el objetivo es tratar de conseguir contratos por alrededor de 200 MW, volúmenes de contrato que harían viable el proyecto. Estamos en plenas tratativas con toda la demanda minera”,agregó. 

En paralelo a sus desarrollos en generación y transmisión, la generadora argentina considera su participación en la licitación de almacenamiento en baterías “AlmaGBA”, la primera de esta índole en Argentina por la que se instalarán 500 MW de sistemas BESS. 

«Ya en la convocatoria AlmaMDI presentamos algunos proyectos y a uno de ellos le estamos dando más precisión para adaptarlo al formato de AlmaGBA. En principio estaríamos participando, pero la definición final será en función de los análisis más finos que estamos llevando adelante y a partir de los planteos que le acerquemos al regulador”, comentó Katz.

La evolución del mercado eléctrico y la transición hacia un modelo liberalizado

El sector eléctrico en Argentina se encuentra en plena transformación a partir de los lineamientos de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación, que da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).

«El país transita un proceso de transición que debería llevar a libertad de mercado en el sector de generación y contratación. Creemos que proyectos activos requieren financiar un mercado de contratos elevado, pero también debe haber una proporción transaccionada en un mercado de precios horarios o más volátil», afirmó Katz.

En este contexto, la posibilidad de estructurar un mercado spot o pool eléctrico cobra cada vez más relevancia. En dicho esquema, las transacciones de energía se realizarían a precios horarios y permitirían la aparición de nuevos modelos de negocio. Sin embargo, la implementación de este sistema no se daría a corto plazo, sino que requerirá de varias medidas en el camino por parte de la Sec. de Energía, a tal punto que para el director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto la transformación sectorial podría durar todo este gobierno en términos regulatorios.

«Si Argentina transiciona hacia ello, aparecerá un mercado spot, donde se realizarán transacciones de diferencias y surgirán nuevos modelos de negocio. Pero no lo vemos en el corto plazo. La Secretaría de Energía llevará varios años acomodando el mercado de generación», advirtió.

“La resolución SE 21/25 es una buena señal, marca un norte claro. Cualquier proyecto término que consiga combustible saldrá a competir en el mismo mercado que cualquier proyecto renovable. Por lo que está por verse cómo será la competencia entre las tecnologías”, concluyó. 

Próximos eventos FES

Luego del FES Argentina 2025, 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. Y cabe destacar que los encuentros contarán con espacios exclusivos de networking.

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

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Las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) del sector energético en Chile siguen a la espera que se resuelvan los incumplimientos de pagos en proyectos de generación renovable a lo largo de todo el país.

Según denunció Mauricio Ocaranza, vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte, la deuda acumulada por proyectos energéticos ya supera los 15.000 millones de pesos y no hay señales de una pronta solución.

«No hemos tenido ninguna solución por parte del Gobierno hasta el momento. De hecho, hay algunas empresas que tienen demandas contra otras empresas que no han dado ninguna solución en ninguno de sus proyectos», manifestó Ocaranza, advirtiendo que la situación ha permanecido sin cambios desde hace años. 

Incluso, a inicios del 2024, el Ministerio de Energía de Chile exigió cumplimiento de pagos para obras de transmisión, a través de una serie de normas que tenían como objetivo evitar más endeudamientos y asegurar que los pagos se realizaran en un plazo máximo de 30 días.

Entre las medidas analizadas se prevía la gestión de casos que no tengan posibilidad de judicializar, mediante el pago conjunto entre empresas mandantes que se hayan encontrado realizando el trabajo en el territorio en un período similar, la generación de una mesa de trabajo para la gestión de los casos que sea más amplia, y el envío de propuestas y comentarios desde la perspectiva de las empresas mandantes para proyecto de ley que aborda esta temática

Sin embargo, los diálogos no prosperaron y hasta la fecha no se ha reportado ningún avance en la aplicación de esta regulación según lo que explicó Ocaranza: “El Gobierno no nos contactó nunca más. Fue puro palabrerío”.

“Por parte del ministro de Energía, Diego Pardow, no hubo ninguna respuesta, ni del subsecretario, los seremis y mucho menos del gobierno central, quien anticipó que iba a haber un compromiso, pero no sucedió nada. Y, lamentablemente, siguen las malas prácticas en los proyectos”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Como consecuencia de la falta de avances, el vocero de las PyMEs estafadas de la Zona Norte de Chile anticipó que posiblemente se retomen las manifestaciones y reclamos a través de redes sociales, y las movilizaciones en la calle o en aquellos sitios donde se llevan adelante los parques de generación.

El entrevistado destacó que el sector esperaba una mayor intervención gubernamental para resolver las deudas, pero a pocos meses del fin del actual Gobierno, las empresas continúan sin soluciones y enfrentando problemas financieros que comprometen su sostenibilidad.

«No es la idea llegar a esto, pero el tiempo pasa y más que soluciones, el Gobierno ha generado más problemas al país completo», enfatizó Ocaranza.

Un sector en crisis que exige respuestas inmediatas

El proyecto de ley N° 20.416, que busca proteger a las PyMEs ante fraudes en la construcción de energías renovables, se encuentra estancado en el Congreso. Luego de haber sido aprobado por la Cámara de Diputados hace más de tres años, actualmente sigue en discusión en la Comisión de Economía del Senado sin señales de avances significativos.

«Queremos que se regule el proyecto de ley y que las autoridades sean más rigurosas. Deben existir más garantías para los subcontratistas porque, al fin y al cabo, los proyectos energéticos se construyen gracias a las PyMEs», sostuvo Ocaranza.

Recientemente, diversos representantes de las PyMEs han participado en debates legislativos sobre el proyecto de ley de transición energética, buscando acelerar su aprobación y evitar que más empresas sean afectadas por incumplimientos de pago y malas prácticas en el sector.

Por lo que mientras las PyMEs del sector energético exigen soluciones, la incertidumbre crece y las movilizaciones parecen ser el último recurso para presionar al Gobierno y al Congreso a tomar cartas en el asunto. 

«Esperamos que este año se concrete la ley en favor de las PyMEs», concluyó Ocaranza, advirtiendo que el tiempo se agota y las empresas no pueden seguir esperando.

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Ginlong (Solis) Technologies, reconocido como uno de los fabricantes de inversores más experimentados y grandes a nivel global, se enorgullece en anunciar su continua clasificación como Fabricante de Inversores Fotovoltaicos Tier 1 de BloombergNEF para el primer trimestre de 2025. Este reconocimiento marca un hito significativo para Solis y reafirma el compromiso de la empresa con la excelencia, la innovación y la sostenibilidad.

La clasificación Tier 1 se otorga a fabricantes que demuestran una sólida bancabilidad, un rendimiento constante de sus productos y un historial comprobado en la entrega de proyectos a gran escala. Este reconocimiento refuerza la reputación de Solis como líder confiable en la industria, gracias a un proceso de fabricación robusto que se enfoca en ofrecer soluciones de alta calidad y gran fiabilidad a nivel global.

“Alcanzar el estatus Tier 1 en el año de nuestro 20° aniversario es un testimonio del compromiso inquebrantable de nuestro equipo con la innovación y la calidad”, comentó Sergio Rodríguez, CTO Latam.

“Durante dos décadas, nuestra misión ha sido clara: Desarrollar tecnología para energizar el mundo con energía limpia. Este reconocimiento de BloombergNEF subraya la dedicación de nuestros más de 4,000 empleados en todo el mundo, quienes trabajan incansablemente para impulsar los límites de la innovación en tecnología solar. Seguimos firmes en nuestro compromiso de acelerar la transición global hacia las energías renovables y un futuro más limpio para todos.”

Los productos de Solis están diseñados para satisfacer las necesidades de diversos mercados, garantizando un retorno de inversión a largo plazo para sus clientes. Gracias a un proceso de fabricación de última generación e integrado verticalmente, la empresa controla cada etapa de la producción, desde la adquisición de componentes hasta la distribución del producto, asegurando los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más exigentes.

Sobre Solis

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) Technologies (Código de cotización: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores string fotovoltaicos.

Presentada bajo la marca Solis, la cartera de la empresa utiliza tecnología innovadora de inversores string para ofrecer una confiabilidad de primer nivel, validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D de clase mundial y un proceso de fabricación optimizado para cada mercado regional, Ginlong ofrece soporte y servicio a sus clientes a través de un equipo de expertos locales.

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DNV, la multinacional especializada en aseguramiento y gestión de riesgos, continúa consolidando su presencia en Sudamérica con una estrategia enfocada en el almacenamiento de energía, la expansión de la eólica y la integración de soluciones solares. 

Días atrás, la empresa reveló que proyecta un crecimiento del 35% en su número de contratos en Chile, pero también prevé una mayor presencia en otros países de Latinoamérica, respondiendo a la demanda creciente por tecnologías de transición energética. 

“En 2024 nos enfocamos en Chile como nuestro año de consolidación en baterías, pero no dejamos de mirar a Perú, Argentina y Uruguay”, sostuvo Mario Acevedo, Market Manager para el Cono Sur de DNV, en diálogo con Energía Estratégica. 

Chile ha sido un punto neurálgico para la compañía, donde 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 proyectos. A la par que destaca su Battery Scorecard, un reporte exclusivo para desarrolladores que permite evaluar el comportamiento técnico de las baterías y optimizar su implementación.

“Desde DNV buscamos traspasar nuestro conocimiento para acompañar al sector en proyección de precios, procurement y asesoría de riesgo”, subrayó Acevedo. 

En Argentina, la flexibilización impositiva abre nuevas oportunidades de negocio para DNV, que pone su foco en la tecnología eólica y en la recuperación de clientes estratégicos. 

“En dicho país actualmente nos enfocamos más en tecnología eólica. Estamos trabajando con los mayores players de Argentina en análisis de imprevistos; o mismo un estudio público con el gobierno de Buenos Aires sobre vehículos eléctricos”, explicó el Market Manager para el Cono Sur de la compañía. 

Perú, en cambio, representa un desafío particular, ya que su fuerte dependencia del gas natural complica al rápido avance de las energías renovables y sistemas BESS, aunque desde DNV han mantenido su apuesta en el país. 

“¿Cómo? Centrados netamente en estudios de recursos eólicos y solares, y también un poco de almacenamiento en temas de riesgo de instalación”, indicó el especialista. 

Brasil y Uruguay también forman parte del mapa de expansión de DNV. En el caso de Brasil, se observa una diferenciación por regiones: el norte del país está orientado a la energía solar, mientras que el sur apuesta por la eólica. 

“Estamos muy activos en energía en Brasil con nuestras oficinas de Río de Janeiro, Porto Alegre y Fortaleza abarcando los mercados de oil & gas y renovables, con quienes trabajamos de la mano en distintos proyectos. Chile y Brasil van siempre de la mano”, expresó Acevedo.

En tanto que en Uruguay, la compañía sigue de cerca las oportunidades de crecimiento, alineándose con los planes de descarbonización y transición energética del país, considerando los recientes llamados licitatorios públicos y que aún resta definirse los detalles de la política energética del gobierno entrante. 

2025: el año del almacenamiento energético

El almacenamiento energético se perfila como el gran protagonista del próximo año, posicionándose como una solución clave para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico y evitar el curtailment en diferentes mercados de la región. 

“El 2024 fue el comienzo del storage y el 2025 será el año de su posicionamiento clave en toda Sudamérica. Por ejemplo, empresas que ya poseen parques solares, empezarán a instalar sus proyectos de storage a un lado o mismo stand alone; y desde DNV estamos preparados para poder acompañar esos segmentos y asumir los desafíos y oportunidades de mercado”, afirmó Acevedo. 

Desde DNV destacan que el almacenamiento no solo será esencial para la estabilidad de las redes eléctricas, sino que también permitirá ofrecer servicios complementarios como el grid-forming, una tecnología que actualmente depende de centrales más contaminantes. 

Hecho que “debiera mirarse con atención por parte de los gobiernos” y preparar políticas que incentiven el desarrollo de estas tecnologías.

Con una estrategia definida y un enfoque claro en almacenamiento, energía eólica y solar, DNV se consolida como un actor clave en la transformación energética de Sudamérica. Con Chile y Brasil como pilares estratégicos, Argentina impulsado por su flexibilización impositiva, y desafíos en Perú y Uruguay, la compañía se prepara para capitalizar las oportunidades del mercado. 

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El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay lanzó el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043, el cual analiza escenarios de demanda y generación y remarca la necesidad de incorporar más renovables y almacenamiento de energía. 

El estudio tiene un horizonte de 20 años y, entre los principales hitos se prevé que la demanda llegará a 14000 GWh / año a partir del 2035, por lo que sostiene la importancia de se construyan nuevos proyectos solares y eólicos, a la par que se espera que la hidroeléctrica mantenga su participación, aunque con una progresiva disminución dentro de la matriz energética al igual que la biomasa. 

De acuerdo al plan, se requerirá la instalación de 2100 MW a 2420 MW de nueva capacidad eólica y de 1130 MW a 1375 MW de fotovoltaica hasta el año 2043 (dependiendo de la simulación y modelo de expansión aplicado) para mantener un adecuado suministro de la demanda del sistema.

Para el caso A, de menor demanda respecto de los restantes, se observa una expansión más moderada respecto de los demás casos,. Los casos B, C y D que incorporan una demanda plana adicional de 50 MW a partir del año 2027, incrementan la expansión SFV (la duplican en casi todos los casos en dicho año). 

Para el caso C, para el que se supuso una SFV de mayor factor de planta, incorpora en mayor cantidad, en detrimento de la incorporación eólica; sumado a que se prevé una menor generación térmica, teniéndose más excedentes y algo más de falla. 

Mientras que para el caso D, donde se supuso un reducido comercio internacional habilitado, se observa mayor incorporación de ERNC, viéndose reducida la necesidad de incorporar generación térmica de respaldo. 

A pesar del impulso a las renovables, el Plan de Expansión del Parque de Generación Eléctrica 2024-2043 señala la importancia de contar con respaldo térmico para cubrir picos de demanda desde 2032 en adelante y para los escenarios con mayor consumo.

Asimismo, se analizó la posibilidad de integrar baterías al sistema, lo que permitiría retrasar en cuatro años la necesidad de incorporar generación térmica y reducir costos. 

“Se simuló caso base B, considerando una posible incorporación de módulos de baterías de 120 MW, con 10 horas de almacenamiento y rendimiento 89%. A medida que se fueron agregando los bancos de baterías, se observó una notoria disminución en los valores de “LOLE2” (criterio que busca a limitar las fallas de potencia)”, indica el documento. 

“Se observa que la energía demandada y generada por las baterías es notoriamente mayor en un régimen de hidraulicidad seco, acorde al mayor uso que se les dará a las mismas, siendo más frecuente en dicho escenario que la ganancia resultante sea mayor o igual a 30 USD/MWh (diferencia mínima supuesta entre el precio de compra y de venta de la energía almacenada)”, agrega. 

Al analizar el CAD se infiere que la incorporación de baterías, al precio asumido, resultaría en un ahorro en todos los escenarios de hidraulicidad, resultando más cuantioso para el escenario más seco, como cabría esperar. 

Sin embargo, todavía no resultaría viable obtener bancos de baterías en Uruguay a precios competitivos en las hipótesis del estudio (el costo variable de compra en 10 USD / MWh y el costo variable de venta a 40 USD/MWh).

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El 2024 cerró con un balance positivo para Bioeléctrica, consolidando su presencia en el sector del biogás y reafirmando su liderazgo en la capacidad instalada en dicha tecnología, con una participación en poco más de un tercio del total instalado y con el objetivo de desarrollar 15 MW de potencia este año. 

Por lo que, de cara a 2025, su principal desafío será la transformación de anteproyectos en obras concretas y el aprovechamiento de mayores oportunidades que impulsen así el crecimiento del sector.

«Nuestro objetivo es que, al menos, nueve contratos que acompañamos en la licitación RenMDI inicien sus obras durante 2025», destacó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica, en conversación con Energía Estratégica.

Además, la empresa trabaja en una redefinición del modelo de negocio del biogás, teniendo en cuenta un nuevo contexto con mayor demanda de potencia, sinceramiento de tarifas y un enfoque más fuerte en la sustentabilidad.

Uno de los grandes desafíos para el sector es la reducción de costos y el aumento de la eficiencia operativa, dado que el contexto de los últimos años erosionó algunos proyectos y acotó los márgenes. 

Para lograrlo, Bioeléctrica está enfocada en la innovación y desarrollo de nuevas tecnologías, permitiendo reducir costos en plantas de biogás y aumentar la rentabilidad de sus coproductos, como la energía térmica y los biofertilizantes.

En esa línea, la empresa está impulsando proyectos de cogeneración, explorando nuevas oportunidades para monetizar la energía térmica residual, a tal punto que acompaña una de sus plantas a través de la generación de frío a partir de los gases de escape. Hecho que representa una oportunidad para optimizar los recursos energéticos de las centrales existentes y diversificar ingresos. Un ese sentido, una planta de 1MW de generación electrica de potencia, puede cogenerar frío para mantener una camara de de -25ºC con 4000 posiciones. 

«Para consolidar el biogás como una alternativa competitiva, es clave sumar ingresos no solo por la venta de energía, sino también a través de la valorización de la energía térmica y los biofertilizantes. Asimismo, el biogás tiene un gran potencial para la síntesis de nuevas moléculas verdes, como metanol y amoníaco verde, lo que abre oportunidades en sectores industriales y de fertilización sustentable.», sostuvo el especialista. 

Asimismo, el sector comienza a ver nuevas oportunidades de mercado con la participación de distribuidoras y transportistas en la adquisición de bioenergías de forma local. «Incluso sabemos que provincias como Córdoba, Santa Fe y San Luis, están trabajando en la posibilidad de desarrollar programas provinciales de abastecimiento», adelanta Schifani.

Por otro lado, Bioeléctrica avanza en la inyección de biometano en las redes de gas natural, una iniciativa que avanza con fuerza en Córdoba como solución para la descarbonización de la matriz energética y abrir un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«Ya tenemos la prefactibilidad para la inyección y estamos lanzando las primeras ofertas a los interesados, con el objetivo de lograr preacuerdos en el primer trimestre del año. Es un gran desafío y esperamos que movilice la inversión y la ampliación de nuestra capacidad instalada en Río Cuarto», afirmó Schifani.

“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, concluyó.

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La seremi de Energía de la región de Atacama, Yenny Valenzuela Araya, anunció que el Ministerio de Energía junto a la Agencia de Sostenibilidad Energética, abrieron la convocatoria “Parque Solar Comunitario”, iniciativa orientada a municipios de todo el país. El programa apunta a que los municipios puedan aprovechar terrenos públicos municipales para instalar plantas solares y así bajar las cuentas de luz a sus comunidades.

El programa busca agilizar el diseño de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta o generación comunitaria a través de las municipalidades, promoviendo la mejora de los municipios en sus capacidades de gestión energética.

“Invitamos a los municipios de Atacama a postular a esta gran oportunidad que les permitirá instalar plantas solares en terrenos municipales, reduciendo las cuentas de luz de sus comunidades y avanzando en la transición energética. Además, recibirán asistencia técnica especializada para el desarrollo y gestión de estos proyectos, fortaleciendo así sus capacidades en energías renovables”, destacó la seremi Yenny Valenzuela Araya.

El programa entrega asistencia técnica focalizada en energías renovables, aborda las brechas de los equipos municipales para el diseño y formulación de proyectos de generación distribuida de propiedad conjunta y, además, busca complementar y potenciar sus capacidades en el desarrollo de este tipo de proyectos, focalizando esfuerzos en la asesoría técnica para obtener la prefactibilidad y diseño básico de plantas fotovoltaicas y el trabajo coordinado con los equipos municipales para propiciar la gobernanza del futuro contrato de propiedad conjunta, determinante para la sostenibilidad de estos proyectos en el tiempo.

Antecedentes y postulaciones AQUÍ 

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La segunda jornada de Future Energy Summit (FES) Argentina contó con un desayuno exclusivo de networking junto a empresarios y autoridades del sector renovable de LATAM, en el que se abordaron las nuevas oportunidades de inversión en el Cono Sur.

Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), participó del encuentro y expuso sobre los desafíos, oportunidades de la transición energética y cooperación regional en el camino hacia la X edición de la Semana de la Energía, que se celebrará en octubre en Chile. 

“Tenemos que buscar un espacio común donde los países se encuentren y puedan impulsar determinados temas de manera colectiva. Y este año buscaremos una meta en materia de almacenamiento de energía, más allá que tecnológicamente la vocación e intereses de los países sean diversos”, sostuvo Rebolledo.

“Es la construcción de un año entero para llegar a una resolución de una meta colectiva en materia de energía renovable para la región”, agregó frente a referentes de la industria renovable de la región. 

A pesar de la diversidad tecnológica y de intereses entre los países, el ex ministro de Energía de Chile enfatizó que existen puntos en común sobre los cuales se puede avanzar de manera conjunta. 

Incluso, en la edición de 2024 celebrada en Paraguay, los países lograron acuerdos clave para la transición energética. Entre los hitos más relevantes, se estableció un consejo de planeamiento regional para la integración energética y se firmó un compromiso para no construir más plantas de carbón en América Latina.

Los ministros también consensuaron una meta colectiva en eficiencia energética y comenzaron a dialogar sobre el rol de la energía nuclear en el futuro de la región. 

Por lo que para la Semana de la Energía 2025, además del almacenamiento energético, Rebolledo adelantó que se le dará continuidad a los temas surgidos anteriormente, con especial atención a la expansión de energías emergentes. 

“En 2024 surgieron temas interesantes, como la seguridad energética, el papel de la eólica offshore como opción importante para el futuro y el rol de la energía nuclear en el mix energético de la región”, comentó el secretario ejecutivo de OLADE.

Perspectivas para las energías verdes

El crecimiento de las renovables en Latinoamérica es una constante. En 2024, la región alcanzó un 70% de generación eléctrica proveniente de fuentes limpias, de los cuales un 40% corresponde a hidroeléctricas y el resto a ERNC no convencionales, como la solar y eólica.

De acuerdo al “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024”, que OLADE presentó tras recopilar datos de los 27 países miembros, se revela que el 79% de la nueva capacidad instalada en 2024 fue renovable y que para 2050, el 85% de la electricidad de la región provendrá de fuentes limpias.

Además, el informe destaca que en 2023 la energía eólica creció un 15% y la solar un 37%, con proyecciones de crecimiento del 34% y 33% para 2024, respectivamente. Datos que refuerzan el papel clave de las renovables y la necesidad de avanzar en soluciones de almacenamiento que permitan maximizar su aprovechamiento.

“Los números persistirán, ya que casi el 100% de los nuevos proyectos que se construyen en la región son renovables. Por lo tanto, será un vector de crecimiento”, señaló Rebolledo durante el desayuno exclusivo de networking en FES Argentina. 

La entrada FES Argentina: OLADE reveló que buscará una meta regional de almacenamiento durante la Semana de la Energía 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

IM2 Energía refuerza su presencia en el mercado renovable de Chile, apostando a la combinación de solar fotovoltaico y almacenamiento como estrategia clave para el crecimiento, tanto en mediana como gran escala, a pesar de un contexto desafiante marcado por propuestas de cambios regulatorios (como por ejemplo el Cargo FET), que generaron impacto en el segmento PMGD. 

“Tenemos un portafolio interesante y amplio con uno de nuestros clientes y socios estratégicos principales como Enel Green Power. Tenemos un pipeline de más de 250 MW en proyectos en desarrollo, algunos ready to build, otros en una etapa más verde. Son proyectos que los tuvimos que transformar en fotovoltaica más almacenamiento”, aseguró Ronald Malavé, gerente de Ingeniería de IM2 Energía. 

“Por otro lado, uno de los desafíos más importantes de la empresa para este 2025 es entrar en otro segmento de proyectos, ya que contamos con proyectos utility scale en desarrollo (también solar con baterías)”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

El objetivo de la combinación entre las tecnologías es optimizar y aprovechar la sobre-generación y el almacenamiento de energía, especialmente en aquellas regiones donde el spread de precios no resulta tan atractivo la carga y descarga de la red, sino que conviene más cargar desde la propia generación.

La zona sur de Chile se ha consolidado como un área clave para la expansión de IM2 Energía, debido a sus condiciones favorables para el almacenamiento y la inyección nocturna, que gracias al desacople de precios que existe en el país se pueden desarrollar modelos financieros en función de esa característica. 

Mejor acceso a financiamiento con contratos PPA

El modelo financiero de los proyectos también ha evolucionado de modo que la compañía trata de conseguir los contratos PPA (Power Purchase Agreement) correspondientes para sus proyectos, a fin de mitigar el riesgo regulatorio y mejorar el acceso a inversión. 

Esta tendencia ha captado la atención de fondos de inversión, que ven con buenos ojos los proyectos de mediana escala que ya tienen un contrato de venta de energía asegurado y desde IM2 Energía reconocieron que “es la fórmula utilizada para financiar los proyectos y salir adelante”. 

En este sentido, el mercado energético chileno ha experimentado un cambio en la ubicación y estructuración de los proyectos renovables. Con la zona centro-sur y centro-norte saturadas, muchos desarrolladores están migrando al sur, donde los procesos administrativos se han optimizado para acelerar la tramitación.

La demanda de energía en estas regiones está impulsada por clientes industriales, como celulosas, salmoneras y madereras, que buscan contratos de suministro estables. 

“La tendencia sigue siendo apuntar a los clientes libres en regiones donde estos representan la mayor demanda de las redes. Asimismo, se busca que los portafolios tengan diversificación de tecnologías, como eólica + solar + almacenamiento, eólico + FV, o solar + BESS, ya que una sola tecnología ya no es tan atractiva”, precisó Malavé. 

A esto se suma la llegada de nuevos actores y fondos de inversión extranjeros, provenientes de países que tradicionalmente no habían participado en el mercado chileno. Capital fresco que promete darle un nuevo impulso a la industria renovable local, con proyectos enfocados en nuevos nichos de demanda.

“Están llegando fondos de países que antes no habíamos escuchado, y Chile les resulta atractivo para invertir. Esto dará un segundo aire a la industria renovable, porque se generará demanda eléctrica que los usuarios regulados o libres no están cubriendo, como por ejemplo a través de los data centers”, afirmó el entrevistado. 

Y de cara al 2025, IM2 Energía mantiene una visión optimista y apuesta por la adaptación a las nuevas reglas del juego en la industria energética: “Es la capacidad de ser resilientes y adaptarse a los cambios lo que motiva para este nuevo año”, concluyó.

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Mendoza da un paso clave en su transición energética con la inauguración del Parque Solar Malargüe I, el primer desarrollo fotovoltaico de Genneia en la provincia cuyana, y el cuarto a nivel nacional. Este proyecto de 90 MW de capacidad instalada se suma a la transformación del sector energético provincial, impulsando el abastecimiento sostenible de grandes usuarios industriales y fortaleciendo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El evento de inauguración contó con la presencia del equipo directivo de Genneia, encabezado por Jorge Brito, uno de sus accionistas principales; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO; representantes del resto de los accionistas y directivos de la empresa. Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, funcionarios nacionales del área de Energía, así como los intendentes de Malargüe y San Rafael, Celso Jaque y Omar Félix, respectivamente.

Durante la ceremonia, Genneia reafirmó su compromiso con el crecimiento del sector energético en Mendoza al anunciar el desarrollo de un nuevo parque solar en San Rafael, con una capacidad de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, permitirá ampliar significativamente la generación de energía limpia en la provincia. Con estas iniciativas, la compañía proyecta alcanzar una inversión total de 400 millones de dólares en Mendoza para 2026, consolidando su presencia en la región y fortaleciendo el abastecimiento de energía renovable para grandes usuarios industriales en todo el país.

El gobernador Cornejo manifestó que «la inauguración de este parque solar refleja el potencial de Mendoza para convertirse en un polo estratégico de energías renovables en Argentina. Apostamos por la diversificación energética como motor de crecimiento y desarrollo sostenible, y la inversión de Genneia es un claro ejemplo de cómo el sector privado y el Estado pueden trabajar juntos para impulsar el futuro de la provincia.»

“Estamos orgullosos de inaugurar este nuevo parque aquí en Malargüe, confirmando la vocación de crecimiento de Genneia. Estamos invirtiendo 400 millones de dólares en Mendoza para la construcción de 3 parques solares, sumando 420 MW de capacidad instalada al sistema. Y en 2026 habremos superado los 1400 millones de dólares en capacidad instalada renovable, con 8 parques eólicos y 6 solares en operación en 5 provincias. La minería será uno de nuestros principales clientes, y en ese camino acompañamos a Mendoza, otras provincias y a la Argentina en su objetivo de una transición energética que impulse su desarrollo”, expresa Jorge Brito, accionista de Genneia.

El Parque Solar Malargüe I es el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina y el primero en la provincia de Mendoza. El parque, que abarca 312 hectáreas, incorpora más de 160.000 paneles solares bifaciales de última tecnología, capaces de captar energía tanto de la radiación directa como la reflejada en el suelo, optimizando así su eficiencia hasta en un 10% adicional. Además, sus módulos están montados sobre seguidores solares, que ajustan su posición según el recorrido del sol para maximizar la producción energética.

El desarrollo requirió una inversión superior a los 90 millones de dólares. En su etapa de construcción, generó 280 empleos indirectos en su pico de construcción, contribuyendo significativamente al crecimiento económico y social de la región.

Con la puesta en marcha de este nuevo parque, y los próximos dos proyectos de Genneia en camino, Mendoza se consolida como un referente nacional en energías renovables. Este hito refuerza el compromiso de la provincia y de Genneia con el desarrollo sostenible, la reducción de emisiones de CO2 y la promoción de empleo de calidad, elementos clave para el futuro energético de Argentina.

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La segunda jornada comenzó con un desayuno exclusivo de networking, donde expertos analizaron las oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur. Entre los oradores destacados estuvieron Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE; Itziar Aránguiz, Jefa de Monitoreo y Regulación del Mercado Eléctrico en el Ministerio de Energía de Chile; Gastón Fenés, CEO de Energía Estratégica / Strategic Energy Corp y Mauricio Bejarano, Viceministro de Minas y Energía de Paraguay.

El día continuó con la exposición de Damián Sanfilippo, Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, y un keynote sobre la Ley de transición energética, con la participación de Marcelo Álvarez de CADER / Global Solar Council y Gastón Fenés de Strategic Energy Corp.

Streaming:

Transmisión de Strategic Energy Corp (streaming):

Transmisión sin streaming:

Transmisión Future Energy Summit (FES):

Los paneles de la jornada

El primer debate del día abordó la generación renovable y las oportunidades de financiamiento en el nuevo contexto de inversiones, con la participación de Angie Salom (FMO), Luis Agustin Medina (IFC), Sebastián Gravenhorst (Goldwind Argentina), Maria del Carmen Rubio (Provincia de Río Negro) y la moderación de Matías Medinilla (Energía Estratégica).

El segundo panel analizó los retos tecnológicos en la ingeniería, construcción y operación de proyectos renovables, con ejecutivos como Marcos Donzino (JA Solar), Florencia Guglielmetti (Strategic Energy Corp), Federico Garín Odriozola (Solar DQD), Franco Lomello (Huawei Digital Power) y Diego Werner (Aires Renewables).

Tras un espacio de networking y coffee break, el evento continuó con un análisis sobre la hibridación de energía solar con almacenamiento en Argentina, con la visión de Luciano Silva (Trina Solar), Luis Contreras (Yingli), Ricardo Estefano Rosa (WEG), Danisa Butko (Sungrow), con la moderación de Regina Ranieri (Fortescue).

Uno de los momentos más esperados del día será la conversación destacada con CEOs, donde Martín Mandarano (YPF Luz), Martín Federico Brandi (PCR) y Gastón Fenés (Strategic Energy Corp) debatirán sobre el futuro del sector energético argentino.

El evento también explorará las perspectivas de inversión en energías renovables bajo nuevas condiciones de mercado, con panelistas como Alejandro Parada (CADER), Juan Cruz Azzarri (MHR Abogados), Gustavo Báez (CAMMESA) y Guido Gubinelli (Energía Estratégica).

Para cerrar la jornada, el panel final abordará dónde, cómo y cuándo invertir en energías renovables en las provincias argentinas, con la participación de Verónica Geese (Provincia de Santa Fe), José María Ginestar Rivas (Provincia de San Juan), Marcelo Álvarez (CADER / Global Solar Council), Hernán Tórtola (Provincia de Chubut) y Sergio Mansur (Gobierno de Córdoba).

Un espacio clave para el networking y el análisis del mercado

El FES Argentina 2025 continúa posicionándose como el evento más relevante del sector energético en Hispanoamérica, donde empresas líderes, inversores y reguladores debaten los desafíos y oportunidades de la transición energética.

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La Secretaría de Energía habilitó, hace casi un mes, a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a volver a competir en el mercado a término (MAT), por lo que más tecnologías de generación podrán optar por cerrar acuerdos de compra – venta de energía (PPA) entre privados.

Este hecho, sumado a que los Grandes Usuarios del Distribuidor no tendrán restricciones para el acceso al MEM como agentes de este, mejoraría el panorama para que las distribuidoras participen del MAT. 

Sin embargo, ante la falta de tarifas adecuadas (más bien relegadas), las cooperativas eléctricas de Argentina enfrentan el desafío estructural de mejorar su situación económica que les permita ser sujetos de créditos y acceder a contratos directos con generadores de renovables. 

Omar Zorzenón, coordinador de la Comisión de Política Energética de la Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad (FACE), consideró que se debieran resolver diversas situaciones de base antes de poder avanzar con ello. 

“Para pagar la deuda que tenemos, hacer inversiones necesarias en operación y mantenimiento, mejorar el sistema de facturación y cobranza y ser creíble desde el punto de vista de la garantía en función de lo que viene en el mercado, debemos hacer muchas cosas”, sostuvo en diálogo con Energía Estratégica. 

“Primero arreglar la deuda, al punto que las cooperativas del país deben USD 246 millones y estamos trabajando en ello con CAMMESA, arreglando el pago de la deuda en siete años. También es fundamental que las provincias otorguen las tarifas necesarias para prestar el servicio, y a partir de ahí las inversiones se podrán pagar”, agregó. 

De acuerdo a lo expresado por el entrevistado, hasta ahora, la compra de energía en el mercado estaba garantizada por el Estado, que financiaba los costos para asegurar el abastecimiento. Pero a partir de ahora las cooperativas deberán demostrar capacidad de ello, lo que en el actual contexto financiero resulta complejo. 

“Hasta ahora los generadores cobraban porque el Estado ponía plata, pero a partir de ahora se tiene que contractualizar la energía y se debe garantizar la posibilidad de pago a partir de una tarifa. Con ello, la generación estará respaldada por la facturación y las cooperativas y distribuidoras podrán elegir el suministro”, apuntó Zorzenón.

El problema central radica en la falta de tarifas adecuadas para el sector cooperativo. Mientras las grandes distribuidoras han logrado esquemas de reestructuración de deuda más flexibles, las cooperativas se encuentran atadas a una estructura tarifaria provincial que en muchos casos no refleja los costos reales del servicio. 

“Por ejemplo, la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe debe 62000 millones de pesos y dice que lo pagarán, aunque no sobre el plan de pago. Mientras que las cooperativas de Santa Fe deben 4000 millones y necesitan un plan de pago, pero si EPE paga, seguramente financiarán la deuda de las cooperativas”, indicó el entrevistado. 

“Estamos de acuerdo con lo que el gobierno está haciendo en cuanto a cambiar la pauta, porque se endeudaron las cooperativas pero algunas distribuidoras arreglan la deuda de otro modo. Hecho que no es justo”, añadió. 

A ello se suma la cuestión de los costos de transporte y distribución, pero la transición hacia un mercado eléctrico más abierto y basado en contratos de compra-venta directa de energía renovable podría paliar la situación y desde FACE anticipan el sector que se avecina. 

“Todo el mercado industrial y comercial será contractualizado. Por lo tanto tenemos que mejorar la posibilidad de pago, realmente ser eficientes y comprar donde sea más barato. Como consecuencia, se pueden dar muy buenas oportunidades, de acuerdo al recurso que convenga en cada provincia, para reducir los costos de transporte por la cercanía de la tecnología y el propio precio de la energía”, subrayó Zorzenón. 

“La resolución N° 21/25 de la Secretaría de Energía de la Nación tiene sentido, pero hay que emprolijar y tener una tarifa como corresponde”, insistió. 

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La compañía Eneco ha consolidado su crecimiento en el sector fotovoltaico, con una estrategia enfocada en proyectos de generación distribuida y autoconsumo. Desde 2023, la empresa ha trabajado con Celsia en el desarrollo de pequeñas granjas solares de menos de 10 MW, un segmento que no requiere licencias ambientales y que ha mostrado un crecimiento sostenido en Colombia.

“Hemos logrado entrar en el mercado utility en el segmento por debajo de 10 MW, lo que nos permite consolidar nuestra experiencia en generación distribuida”, destaca Andrés González, Gerente de Ventas de Eneco, en diálogo con Energía Estratégica.

La empresa no solo se ha posicionado en este sector, sino que también ha expandido su alcance en mercados internacionales, brindando servicios de ingeniería para empresas que obtienen contratos de energía fotovoltaica y requieren soporte especializado.

Más allá de la generación distribuida, el autoconsumo sigue siendo el núcleo principal del negocio de Eneco. González enfatiza que este segmento ha sido clave para la empresa y que las proyecciones para 2025 son ambiciosas. “En 2024 logramos cerrar 8 MW en autoconsumo. Para 2025, nuestro objetivo es superar esa cifra y consolidar aún más nuestra presencia en el mercado”, afirma.

El contexto del sector energético juega un papel fundamental en esta expansión. La volatilidad de los precios de la energía ha impulsado el interés de los consumidores por sistemas de autoconsumo, especialmente en el segmento comercial, donde las tarifas de energía suelen ser más altas.

“Los clientes comerciales tienen tarifas más elevadas porque pertenecen al mercado regulado de energía. Esto hace que los ahorros con autoconsumo sean más significativos y que los proyectos tengan retornos de inversión atractivos, en un rango de tres a cuatro años”, explica González.

En términos de costos, Eneco estima que el precio por kW instalado en el segmento comercial (50-150 kW) varía entre 650 y 740 dólares, dependiendo de las condiciones del proyecto y del tipo de cliente.

Retos regulatorios y administrativos en el sector fotovoltaico

A pesar del crecimiento del sector solar en Colombia, los desafíos administrativos siguen siendo un obstáculo para el desarrollo de proyectos. González identifica como principal barrera los procesos de legalización ante los operadores de red, que en algunos casos generan retrasos significativos.

“Hemos enfrentado dificultades en algunas regiones, especialmente en la costa, donde la interlocución con los operadores de red es compleja. En muchos casos, la información que tienen los operadores no coincide con la infraestructura real de los clientes, lo que genera inconsistencias y retarda los procesos de legalización”, explica el directivo, no sin antes aclarar que el compromiso de los Operadores de Red es constante en trabajar y mejorar los procesos para que el sector de las renovables crezca.

“Se tiene que entender que en un tiempo relativamente corto se le ha empezado a requerir a estas instituciones la creación de nuevos equipos de trabajo para los cuales toma tiempo su entrenamiento y consolidación”, puntualiza.

La reciente expedición del Decreto 1403 de 2024, conocido como la “liberación de la autogeneración”, busca agilizar estos procesos. La normativa facilita la autogeneración remota y reduce los trámites para proyectos que no viertan excedentes a la red. Sin embargo, aún está por verse su impacto real en la operatividad del sector.

“Esperamos que este decreto juegue a favor del sector y no en contra. Hasta ahora, no lo hemos percibido como una barrera, pero aún falta ver cómo se implementa en la práctica”, señala González.

Enfoque en operación y mantenimiento: una nueva apuesta

Mirando hacia el futuro, Eneco no solo se enfoca en la expansión de proyectos, sino también en fortalecer sus capacidades en operación y mantenimiento (O&M) de sistemas fotovoltaicos. La empresa ha desarrollado una nueva línea de negocio especializada en esta área, considerando que la etapa de operación de una planta solar puede extenderse hasta 30 años.

“Estamos invirtiendo en tecnologías de medición de generación y consumo de energía, termografía asistida por drones, limpieza de paneles con robots y equipos de monitoreo de desempeño”, detalla González. Esta apuesta busca maximizar la eficiencia de los proyectos y garantizar su rentabilidad a largo plazo.

En paralelo, Eneco está explorando alianzas con empresas de comercialización de energía, que han evolucionado hacia modelos más digitales y dinámicos. La integración de estas soluciones con generación solar podría ofrecer nuevas oportunidades de valor para los clientes.

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A las 15:16 horas del martes 25 de febrero se produjo una falla inédita en el sistema eléctrico chileno, la que dejó a casi el 99% de la población sin suministro eléctrico.

Tras la recopilación de información oficial, en la Asociación de Clientes Eléctricos (ACENOR A.G.) realizaron un análisis de lo ocurrido.

“Aún no están todos los antecedentes técnicos para evaluar las razones de lo sucedido, así como las responsabilidades, y para ello existen investigaciones que se realizan y que van a tomar varias semanas”, explica el director ejecutivo de ACENOR, Javier Bustos.

Cuando existen este tipo de fallas en transmisión, el sistema eléctrico acude a un Plan de Defensa ante Contingencias Extremas, que en este caso no operó como correspondía. “Un colapso así no tiene una causa única. Y una caída del sistema eléctrico así no debió haberse producido, no solo por lo que sea que haya sucedido en la línea de transmisión. Después de ocurrido el evento, el sistema eléctrico tiene un plan de recuperación del servicio que al parecer también tuvo problemas. Al respecto va a ser necesario investigar cómo operó el Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas generadoras y las empresas transmisoras involucradas, y cuáles son las responsabilidades de cada uno”, sentencia Bustos.

Efecto en clientes y propuestas

Los clientes libres o no regulados (incluidos sectores industriales y pymes) representan el 61% del consumo eléctrico nacional, por lo que son los más afectados con un sistema eléctrico que se viene completamente abajo. Con esto, las industrias y comercios pierden producción y tienen fallas en sus equipos, entre otros. “Algunos clientes libres nos han indicado que aún no han podido volver a la normalidad y otros que van a tardar días en normalizar completamente su producción. El impacto económico es importante, lo que se va a ver reflejado en el crecimiento del país”, dice Javier Bustos.

Todos los clientes (tanto residenciales como los sectores productivos) pagan el 100% de las líneas de transmisión y el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). En el caso de los clientes libres, estos pagan como servicio complementario los necesarios para el plan de contingencia ante eventos críticos, así como la recuperación del servicio, explica el representante de los clientes no regulados.

En esta oportunidad se requiere una investigación exhaustiva sobre la operación del sistema para que esto no vuelva a ocurrir. Esto no pasa sólo por proponer más líneas de transmisión, que fallan, como ocurrió ayer, sino de disponer de planes adecuados de contingencias que funcionen. El país demanda del sector eléctrico un suministro confiable por los altos precios que ya está pagando, expone ACENOR.

Finalmente, “dado que la infraestructura que falló sólo es pagada por los clientes, es necesario cambiar esto y que parte del costo de la transmisión, además de los servicios ante contingencias y del presupuesto del Coordinador sea remunerado también por el resto de las empresas eléctricas. Tenemos un servicio que nos cuesta caro y que debe ser mejorado poniendo al cliente en el centro”, concluye Javier Bustos.

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El sector energético de Argentina mantiene altas expectativas para la primera gran licitación de almacenamiento de 500 MW en baterías que recientemente lanzó la Secretaría de Energía de la Nación y que se instalarán en las redes de Edenor y Edesur.

Fuentes conocedoras de la convocatoria aseguraron que habrá muchas empresas interesadas em participar y “seguramente más de dos” adjudicatarios para los proyectos que ayudarán a resolver la situación crítica de diversos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y evitar cortes eléctricos en los veranos siguientes.

“La inversión por los 500 MW rondará cerca de 500 millones de dólares, que la harán quienes ganen la licitación y lo pagará el mercado”, auguraron en conversación con Energía Estratégica 

Cabe recordar que los proyectos a presentar deberán tener entre 10 MW y 150 MW de potencia (o indicada en los nodos de conexión – NDC), con capacidad de storage de cuatro horas consecutivas por ciclo de descarga completa.

Mientras que el 31 de diciembre de 2028 será la fecha máxima para la habilitación comercial de las centrales adjudicadas, aunque el 1 de enero de 2027 es la fecha objetivo para el inicio del cómputo de los contratos.

El llamado «AlmaGBA» estará abierto hasta el 19 de mayo del corriente año, día en que también se llevará a cabo la apertura de sobres A de las ofertas, en tanto que la apertura de sobres B está prevista para el 18 de junio. En tanto que nueve días después, el 27/6 se realizará la adjudicación, lo que dará lugar a la firma de contratos a partir del 30 de dicho mes.

Y según pudo averiguar este portal de noticias, una de las dos distribuidoras involucradas podría participar de la licitación de baterías, a tal punto que analiza propuestas junto a un socio comercial, debido a que “interesa tener un punto de almacenamiento cercano a las redes”.

De los 500 MW previstos para la subasta, alrededor de 280 MW de capacidad se instalarán en las redes del Área Metropolitana de Buenos Aires bajo la órbita de Edenor, mientras que los restantes 220 MW lo harán en el radar de Edesur. 

Según el pliego de bases y condiciones, el acuerdo contemplará el pago de la capacidad BESS disponible en USD / MW-mes y será en función del valor ofertado, del almacenamiento disponible, de la relación entre las horas validadas (HAV) y comprometidas (HAC). 

Además, el contrato contemplará el pago de la energía suministrada de 10 USD / MWh, en tanto que el valor máximo de adjudicación se estableció en 15.000 USD / MW-mes. 

En todos los proyectos adjudicados, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actuará como garante de pago, siempre y cuando las distribuidoras acumulen dos o más períodos sin abonar lo correspondiente. 

Desde el sector también vaticinaron que estos proyectos podrían solventarse a través de un cargo fijo a la demanda, por lo que posiblemente impacte en las tarifas de los usuarios finales una vez se instalen las baterías a gran escala.

“Todavía CAMMESA y la Secretaría de Energía de la Nación deben definir el esquema, pero impactaría en las boletas de electricidad en simultáneo, dado que la instalación de los sistemas de almacenamiento es veloz”, concluyeron. 

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Genneia, líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia una mejora en su calificación crediticia y el lanzamiento de su 16° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto inicial de hasta US$ 20 millones, ampliable hasta US$ 60 millones. Estas acciones demuestran el compromiso de la compañía con el desarrollo sostenible en el país y la solidez financiera y operativa de la compañía.

La licitación de este nuevo instrumento financiero se llevará a cabo el jueves 27 de febrero, y los fondos obtenidos se destinarán al desarrollo de nuevos proyectos solares en la región de Cuyo, reforzando el compromiso de la compañía con la transición energética y la sustentabilidad.

La agencia calificadora de riesgo Moody’s Local AR ha elevado la calificación crediticia de Genneia, la cual se encuentra fundamentada por el crecimiento en la generación de EBITDA esperado para 2025 y 2026 producto de los proyectos en cartera que le permitirán continuar consolidando su posición como líder en renovables. Asimismo, la calificación también incorpora las sólidas métricas crediticias que la compañía mantiene en un contexto de fuertes inversiones y el buen desempeño operativo demostrado en el desarrollo de los nuevos parques.

Con respecto a la nueva Obligación Negociable (Clase XLVIII), cuenta con las siguientes características: (i) denominada y pagadera en dólares estadounidenses, (ii) tasa de interés fija anual (a licitar) con pagos semestrales y (iii) un plazo de 36 meses. Además, este nuevo instrumento de deuda se integrará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, reafirmando a Genneia como el principal emisor de instrumentos verdes en el mercado de capitales argentino.

La operación es coordinada por Macro Securities como Organizador, mientras que actúan como Colocadores: Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Supervielle S.A., Banco Santander Argentina S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A., Balanz, Facimex, TPCG Valores SAU,  y Latin Securities.

Con más de US$ 850 millones emitidos en el mercado de capitales local e internacional, Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles.

Desde hace 13 años, la compañía es el principal referente en energías limpias, habiendo sido la primera en Argentina en alcanzar 1.000 MW de capacidad instalada.

En 2024, según datos de CAMMESA, Genneia generó 3.898.993 MWh de energía solar y eólica, equivalente al consumo de casi un millón de hogares, evitando la emisión de más de 1,73 millones de toneladas de CO₂.

Con el 19% de la potencia renovable (eólica y solar) instalada en el país, Genneia sigue impulsando una matriz energética más limpia, eficiente y competitiva, fortaleciendo su compromiso con el desarrollo sostenible de Argentina.

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A medida que México avanza en 2025, la industria solar fotovoltaica (FV) está preparada para una expansión significativa, impulsada por la creciente demanda de energía limpia, los avances tecnológicos y la evolución de las políticas gubernamentales.

Con el país proyectado para superar los 10 GW de capacidad solar instalada, el crecimiento de la generación distribuida (GD) y las soluciones de almacenamiento de energía desempeñarán un papel crucial en la transformación del panorama energético.

Si bien la incertidumbre regulatoria sigue siendo un desafío, México continúa atrayendo inversiones en proyectos solares, consolidando su posición como uno de los mercados de energías renovables más prometedores de América Latina.

Solis, líder global en tecnología de inversores solares, participará en la próxima Expo RE+ México 2025, que se llevará a cabo en Expo Guadalajara del 5 al 7 de marzo. Los visitantes tendrán la oportunidad exclusiva de conocer las últimas innovaciones en inversores solares de Solis, diseñadas para proporcionar soluciones energéticas confiables y sostenibles para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Lo que encontrarás en el stand de Solis (E20)

Lanzamiento exclusivo de producto: Descubre de primera mano la revolucionaria Serie Solis Solarator, un avance tecnológico en inversores solares diseñado para enfrentar los desafíos energéticos específicos de la región.
Conoce a los expertos: Interactúa con profesionales locales y globales de Solis, quienes compartirán información clave sobre cómo Solis puede impulsar tus necesidades energéticas.
Soluciones innovadoras para América Latina: Explora cómo Solis está expandiéndose a nuevos sectores, ofreciendo soluciones avanzadas que mejoran la confiabilidad y eficiencia energética en toda la región.

Presentamos la Serie Solis Solarator: Impulsando el Futuro Energético de América Latina

Ante la creciente demanda de soluciones energéticas confiables e ininterrumpidas en América Latina, Solis se enorgullece en presentar la Serie SOLIS Solarator. Esta nueva generación de inversores ha sido diseñada para abordar los desafíos energéticos más críticos de la región, garantizando la máxima eficiencia, resistencia y sostenibilidad.

Modelos de la Serie Solis Solarator que se exhibirán:

• S6-EH2P(5-8)K02-SV-YD-L
• S6-EH2P(10-16)K03-SV-YD-L-US
• S6-EH3P(30-60)K-H-US

Principales características de la Serie SOLIS Solarator:

Integración perfecta con generadores diésel: Ofrece una solución energética híbrida flexible y estable, garantizando disponibilidad de energía 24/7.
Escalabilidad y flexibilidad: Admite hasta seis unidades en paralelo, permitiendo soluciones de almacenamiento de energía personalizadas y ampliables.
Fiabilidad en entornos desafiantes: Diseñado para soportar fluctuaciones en el suministro de energía, proporcionando energía constante y eficiente para hogares, negocios e industrias.

La Serie Solis Solarator no es solo una innovación, sino un compromiso con la estabilidad y la sostenibilidad energética, asegurando que los usuarios puedan aprovechar al máximo la energía limpia, incluso en los entornos más exigentes.

Únete a Solis en RE+ México 2025 y no pierdas la oportunidad de conocer el futuro de la energía solar en América Latina.

Sobre 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 se dedica a ofrecer valor a sus clientes y acelerar la transición global hacia la energía limpia. Con un fuerte enfoque en investigación y desarrollo, Solis proporciona soluciones innovadoras de inversores string para proyectos solares residenciales, comerciales y a gran escala, promoviendo el desarrollo sostenible a nivel mundial.

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La actual convocatoria del Mercado a Término (MATER) recibió un gran interés por parte del sector privado de Argentina, a tal punto que más de 3680 MW renovables compiten por prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista para abastecer a grandes usuarios del sistema. 

Los proyectos fotovoltaicos predominan en esta ronda con 32 solicitudes que totalizan 2.360,73 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 829,5 MW); mientras que por el lado eólico se registraron 14 pedidos que suman desde 738,8 MW a 1320,8 MW, de los cuales 300 MW están asociados a nuevas obras de transmisión.

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) y trae un resumen con las empresas con más solicitudes de prioridad de despacho en el vigente llamado. 

ABO Energy es una de las dos firmas que más pedidos presentó gracias a sus cinco proyectos que suman 317 MW de capacidad (un mínimo a adjudicar de 10,5 MW), con la particularidad de que tres de sus parques eólicos desarrollados incluyen la ampliación del sistema de transporte eléctrico en Choele Choel.

• PE Energía Pura – 108 MW
• PE Patagónicos – 100 MW
• PE Del Nuevo Sur – 92 MW

En tanto que volvió a presentar las plantas fotovoltaicas “Energías Renovables de La Esperanza” (7,5 MW) y “Los Nogales” (9,5 MW), que ya han competido en anteriores convocatorias del MATER. 

ABO Energy sorprende con su portafolio de proyectos en desarrollo hidrógeno verde en Argentina

Central Puerto también presentó cinco solicitudes, aunque repartidas entre dos proyectos eólicos y dos solares que totalizan 540 MW de capacidad, pero que competirán por 201 MW a 311 MW en el mecanismo de asignación “Referencial A” (posibilidad de curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transmisión correspondientes). 

• PE Los Alamitos – 161 MW 
• PS Hunuc I – 2 presentaciones por 280 MW
• PS Achiras – 50 MW 
• PE Achiras III – 49 MW

Por el lado de RP Global es la compañía con más potencia solicitada en esta ronda del Mercado a Término, dado los 906,2 MW diferenciados entre dos parques eólicos y dos fotovoltaicos (pidió un mínimo a adjudicar de 324 MW entre las cuatro centrales), todos destinados al mecanismo “Ref. A”. 

El mayor proyecto presentado por la compañía es Yuncon, de 541 MW de capacidad eólica a instalar en la provincia de Neuquén (corredor de Comahue), seguido por el PE Paulina (145 MW), PS Raigones (130 MW) y PS La Toma (90,2 MW).

RP Global presentó el proyecto Gaucho de más de 6 GW de electrolizadores para producir hidrógeno verde en Argentina

WESOLAR es otra de las compañías que manifestó su interés con cuatro plantas renovables que oscilan 236 MW de potencia solar (con un mínimo requerido ante CAMMESA de 115 MW).

La peculiaridad es que sus parques Surya I (31 MW), Surya II (80 MW), Kairós I (15 MW) y Kairós II (110 MW) compiten tanto para el MATER Pleno (sin restricciones) como aquel con curtailment de hasta 8%, todos en la región Centro – Cuyo – Noroeste Argentino. 

Mientras que Genneia, la primera compañía en lograr 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina, cierra este listado con tres emprendimientos que alcanzan 256 MW de capacidad. 

Aunque cabe aclarar que no toda esa potencia tendrá prioridad de despacho en este llamado, dado que mediante sus centrales solares San Juan Sur (120 MW) y Agua del Toro – San Rafael Etapa III (100 MW) y eólica Villalonga III (36 MW) solicitó un mínimo de 22 MW hasta un máximo de 136 MW. 

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La semana pasada, el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil prorrogó la Subasta de Nueva Energía A-5 hasta el viernes 22 de agosto (inicialmente estaba pautada para el 25 de julio) y reabrió el proceso de inscripción de proyectos.

Si bien la convocatoria sólo habilitó a participar a proyectos hidroeléctricos de 1 a 50 MW de potencia (nuevos o ampliación de centrales existentes), desde el sector renovable solicitan que el gobierno también permita la competencia de las tecnologías solar y eólica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) envió una carta al ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, destacando la “necesidad” de garantizar la igualdad entre las fuentes de generación, reforzar la competitividad e incentivar la reducción del precio final al consumidor. 

“La inclusión de la fotovoltaica en la subasta aumenta la competitividad entre las tecnologías participantes , aportando más competitividad a las licitaciones, lo que puede traer tarifas más baratas para la población”, sostuvo la directora técnico-regulatoria de ABSOLAR, Talita Porto.

“Sería crucial promover la sostenibilidad y tarifas asequibles, además de impulsar la generación de empleos verdes, fortalecer la economía y la seguridad del suministro eléctrico en Brasil”, afirmó el presidente ejecutivo de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia.

Por el lado de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), también se contactarán con la entidad encargada de la cartera energética nacional por el mismo motivo, a fin de incentivar la demanda de nuevos proyectos de generación. 

“Hemos hecho los cálculos y puede haber una demanda razonable, por eso vamos a pedir al Ministerio que entre en la A-5”, informó Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, a través de sus redes sociales al referirse a la crisis a la que se enfrenta el sector y la búsqueda de nuevas demandas. 

Cabe recordar que el inicio del suministro de energía eléctrica a clientes regulados comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. Mientras que la ordenanza normativa GM/MME N° 95 determinó que se deberá negociar al menos el 30% de la energía calificada de los proyectos de generación.

Además, el aumento de los data centers en Brasil también se posiciona como una alternativa para materializar nuevos contratos PPA y que a futuro se construyan más parques eólicos y solares, como también proyectos de hidrógeno verde, amoniaco y eólica marina. 

“Estamos iniciando un movimiento para despegar [y] se empiezan a firmar contratos, pero esto tendrá efecto en dos años”, comentó Gannoum.

Antecedentes de la convocatoria

De concretarse la subasta, el gobierno retomará las licitaciones de nueva energía tras casi tres años desde la última convocatoria exitosa, en la que se adjudicaron 22 proyectos renovables por 557,45 MW de capacidad a instalar hasta el 2027. 

En aquel entonces, hubo tres ganadores eólicos: Baraúnas IV (41,58 MW), Baraúnas XV (48,51 MW) y AW SÃO JOÃO (25,2 MW), que representan una inversión de R$ 623.870.610 para una garantía física total de 57,5 MWmed, bajo un precio que va de R$ 175 a R$ 178 (descuento de 17,59% para las dos etapas de Baraúnas y de 36,42% para AW SÃO JOÃO).

Mientras que por el lado solar, se adjudicaron 200 MW de potencia en cuatro proyectos, a un precio promedio de R$ 171,41 por MWh, siendo la tecnología más económica de la convocatoria y repitiendo ese estatus como fuente más barata desde 2019. 

Además, según datos de ABSOLAR, desde 2012, el segmento atrajo más de R$ 72700 millones de nuevas inversiones y más de 510000 empleos verdes; sumado a que las centrales fotovoltaicas utility scale ya operan en todos los estados de Brasil, con liderazgo, en términos de potencia instalada, en la región Nordeste, con el 53,09 % de representación, seguida por la región Sudeste, con el 45,88 %, Sur, con el 0,47 % , Centro-Oeste (incluido el Distrito Federal), con el 0,29 % y Norte, con el 0,27 %.

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En los últimos años, el precio de la electricidad en Colombia ha crecido a un ritmo sin precedentes, impulsado por diversos factores estructurales y económicos. Entre 2021 y 2024, según un reporte de Corfi, las tarifas residenciales aumentaron un 15,3% anual en promedio, marcando el mayor incremento en 23 años.

Además, el impacto del precio de la electricidad en la inflación total se duplicó en el periodo postpandemia, representando el 6,1% de la inflación entre 2021 y 2024, frente al 3,6% de periodos anteriores.

Este contexto ha llevado a que empresas y consumidores busquen alternativas energéticas más eficientes y sostenibles, aumentando la demanda por autogeneración y generación distribuida. En diálogo con Energía Estratégica,

Juan Camilo López, CEO de Erco Energy, explica cómo la compañía ha sabido capitalizar este contexto y se ha consolidado como uno de los actores más relevantes del sector. Con una estrategia de expansión agresiva, la compñía proyecta inversiones por 349 mil millones de pesos este año y prevé duplicar su capacidad instalada.

«Nos hemos preparado por años para abordar las oportunidades del sector. Hoy estamos en un momento clave, donde los precios de la energía están muy altos y la oferta es limitada. Esto hace que la generación distribuida sea una solución estratégica para las empresas que buscan independencia energética», sostiene López Llano.

El crecimiento de Erco Energy es notable: según los dichos de López, en 2023, la empresa cerró con 47 MW de proyectos propios y realizó instalaciones por 97 MW para terceros. Para este año, su meta es triplicar su capacidad de generación, con un plan de inversiones que asciende a 349 mil millones de pesos (unos USD85 millones) y una ventas como grupo de 798 mil millones de pesos (unos USD195 millones) entre sus líneas de comercialización, generación y construcción de proyectos.

Desde su creación, Erco Energy ha evolucionado hacia un modelo de negocio que abarca toda la cadena de valor en energía renovable. La compañía no solo desarrolla e instala proyectos de generación distribuida y centralizada, sino que también opera, mantiene, genera y comercializa energía.

«Hemos construido una integración muy interesante: Erco Generación, Erco Comercialización y Erco EPC. Esto nos permite optimizar eficiencias, diversificar nuestra presencia en el mercado y afrontar retos con mayor flexibilidad», explica el CEO.

Actualmente, la empresa cuenta con 900 colaboradores y ofrece soluciones tanto para el sector residencial como industrial y comercial. Su objetivo es seguir expandiendo su modelo de «energía digital», que combina generación renovable con herramientas tecnológicas avanzadas para la gestión del consumo.

El impacto de la regulación y los incentivos tributarios

La estabilidad regulatoria en Colombia ha sido clave para el crecimiento del sector de generación distribuida y autoconsumo. Las leyes 1715 y 2099 han permitido que tanto grandes consumidores como residencias puedan acceder a esquemas de generación propios con incentivos financieros atractivos.

«La regulación en autoconsumo funciona bastante bien y es balanceada entre operadores de red, distribuidores y clientes. No hay subsidios cruzados, lo que garantiza la sostenibilidad del sistema», sostiene López Llano.

Entre los beneficios tributarios que han favorecido la viabilidad financiera de los proyectos, el ejecutivo destaca:

• Exención de IVA y aranceles en equipos de generación renovable.
• Depreciación acelerada en tres años, mejorando la rentabilidad de los proyectos.
• Deducción del 50% de la inversión adicional a la depreciación, lo que permite que grandes empresas optimicen su carga fiscal.

Gracias a estos incentivos, el retorno de inversión en proyectos de autoconsumo se ubica entre dos y cuatro años, dependiendo del perfil del consumidor y la zona del país.

Retos del sector y nuevas oportunidades

A pesar del crecimiento sostenido, López Llano identifica desafíos clave que el sector debe enfrentar para seguir avanzando. Entre ellos, menciona:

• El acceso a conexiones eléctricas: la alta demanda de nuevos proyectos ha generado congestión en los operadores de red, extendiendo los tiempos de aprobación y conexión.
• Las tasas de interés: el financiamiento ha sido un obstáculo temporal debido a las tasas elevadas, lo que ha reducido el margen de ahorro energético para algunas empresas.
• Los retos ambientales y sociales en proyectos de gran escala, que requieren procesos más largos de aprobación y consulta con comunidades.

Por otro lado, el sector se prepara para una nueva tendencia: los generadores distribuidos off-site, que permitirán a los usuarios comprar energía de plantas que no estén conectadas directamente a sus centros de consumo siempre y cuando estén ubicadas en su región dentro del mismo operador de red.

«Es un modelo similar al de Brasil, donde generadores distribuidos de hasta 5 MW venden energía directamente a clientes finales. Si la regulación avanza este año, será una gran oportunidad para dinamizar el mercado», anticipa el CEO de Erco Energy.

Una apuesta ambiciosa para 2024 y más allá

Con un pipeline de proyectos robusto, una estructura empresarial sólida y el respaldo de un marco regulatorio estable, Erco Energy se consolida como un actor clave en la transición energética de Colombia.

«El objetivo para este año es instalar al menos 120 MW propios, seguir creciendo en comercialización y fortalecer nuestra posición como la empresa de energía digital líder en el país», concluye López Llano.

A medida que el país enfrenta desafíos en la oferta de energía para los próximos años, el rol de empresas como Erco Energy será determinante para garantizar el acceso a soluciones energéticas sostenibles y competitivas.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil aprobó la actualización del Plan de Concesiones de Transmisión de Energía Eléctrica (POTEE) para este año, que define las instalaciones y obras prioritarias para la expansión del sistema de transporte eléctrico y que deben ser otorgados (autorizados o licitados) por la Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

El plan elaborado por la Secretaría Nacional para la Transición Energética y de Planificación tiene un horizonte de planificación de seis años, alineado con la identificación de nuevas necesidades sistémicas.

La instalación estratégica de este equipo tiene como objetivo incrementar la seguridad eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), mejorando el aporte de energía reactiva, el desempeño dinámico de la región y la inercia del sistema. 

Y dados estos beneficios, el MME catalogó la implementación de compensadores como una necesidad inmediata. Por lo que la actualización del POTEE incluye tres nuevos compensadores sincrónicos en la región Nordeste del país, obras que se detallan a continuación:

• SE 500 kV Açu III, en el estado de Río Grande do Norte
• SE 500 kV João Câmara III, en Río Grande do Norte
• SE Macapá, en la unidad federativa de Macapá

“La iniciativa refleja el trabajo continuo de planificación del sistema de transmisión, realizado por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Estos estudios identifican demandas sistémicas que requieren ampliación y refuerzos”, dijo durante el acto de presentación el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Los tres nuevos compensadores sincrónicos se suman a un amplio listado del Plan de Concesiones que ya cuenta con más de 75 proyectos de transporte eléctrico que fueron considerados “urgentes” y “necesarios” por parte del gobierno de Brasil en el último lustro.

Incluso, a finales del año pasado, la EPE publicó una nueva nota técnica que evalúa la capacidad del sistema de transmisión en la región Nordeste en el que identificó entre 3,9 y 8,35 GW de capacidad de transmisión para proyectos de hidrógeno en el nordeste de Brasil.

La entidad evaluó el margen para la integración de H2 a lo largo de 8 puntos de interconexión en 500 kV (Parnaíba III, Pecém III, João Câmara III, João Pessoa II, Suape II, Messias, Porto Sergipe y Camaçari II), en base al historial de protocolos de acceso de los consumidores gratuitos a la Red Básica registrados en el MME y para los estados en los que aún no ha habido ninguna solicitud de acceso. 

A lo que se debe añadir que para los años 2025 y 2026 están previstas tres subastas de transmisión, que pudieran contener las obras mencionadas, con el objetivo de mantener la eficiencia y competitividad en la subasta.

Puntualmente, el MME decidió que durante el presente año sólo se realizará una licitación en el mes de octubre. Mientras que en 2026, las convocatorias deberían celebrarse en los meses de abril y octubre; aunque aún resta definirse los pormenores de esas subastas. 

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Consorcio Alto Gualtallary, consorcio de viñedos en Mendoza -a través de sus  administradores LGE Grupo Consultor – y 360Energy, líder en generación de energía  solar en Argentina, anuncian la firma de un acuerdo de suministro de energía renovable  (PPA, por sus siglas en inglés) por un total de 3 GWh anuales durante los próximos 60  meses. Este hito marca el primer contrato de energía renovable firmado por  Consorcio Alto Gualtallary, reafirmando el compromiso del consorcio con la  sostenibilidad y la transición hacia fuentes de energía limpias. 

Actualmente, el Consorcio Alto Gualtallary está conformado por 40 parcelas en 2,5  hectáreas. La energía generada por 360E y adquirida por LGE, es el recurso energético  necesario para el funcionamiento de bodegas de alto renombre como Zuccardi, Norton,  Familia Millán, Riccitelli, y un hotel de la cadena Marriott. El Consorcio destinará la energía  para abastecer un proceso fundamental: la extracción de agua para regar los viñedos. 

Con este acuerdo, el Consorcio cubre el 65% de su demanda energética, dando un paso  fundamental en su estrategia de reducción de emisiones de carbono. 

El volumen de energía contratado equivale a 1.350 toneladas de CO2e que no se emitirán  a la atmósfera cada año. De esta forma, garantiza que su producción vitivinícola – reconocida a nivel nacional e internacional– se lleve a cabo con un menor impacto  ambiental. 

Por qué Consorcio Alto Gualtallary y LGE Grupo Consultor eligieron a  360Energy 

El suministro de energía renovable provendrá principalmente del Complejo Solar La Rioja,  operado por 360Energy. Este complejo integra los parques solares fotovoltaicos La Rioja I,  II y III, recientemente puestos en funcionamiento. Como fuente complementaria, se  aprovechará la energía generada por el parque solar Cañada Honda IV, ubicado junto a  Cañada Honda I, este último reconocido por ser el primer parque solar a gran escala  instalado en Argentina cuando 360Energy lo inauguró en 2012. 

LGE seleccionó a 360Energy como su primer proveedor de energía renovable gracias a su  sólida trayectoria y liderazgo en el mercado. A través de los programas Genren, RenovAr y  MATER, 360E es una de las empresas más activas en el sector solar fotovoltaico. 360E ha  construido y opera 6 Parques Solares propios ubicados en las provincias de San Juan, La  Rioja y Catamarca, actualmente se encuentra en etapa de construcción de nuevos parques  solares en Argentina, Brasil y México. 

La capacidad de 360Energy para ofrecer soluciones personalizadas y garantizar una  gestión eficiente del suministro fue otro factor determinante en la decisión. “Seleccionamos a 360Energy no solo por su liderazgo en la industria, sino también por su  entendimiento de nuestras necesidades específicas como consorcio vitivinícola. Este  acuerdo es el primer paso de una transformación que impulsará nuestra competitividad y  reducirá nuestra huella ambiental”, expresó Ariel Embiglio, portavoz de LGE, administrador  del Consorcio.  

Compromiso con la sostenibilidad y el futuro 

360Energy, que actualmente opera 6 parques solares en el país, celebra este acuerdo como  una muestra del creciente interés del sector privado por la adopción de energías  renovables. “Estamos orgullosos de ser parte del camino hacia la sostenibilidad del  Consorcio Alto Gualtallary, un gran proyecto en marcha que representa lo mejor de la tradición vitivinícola argentina. Este acuerdo no solo refuerza nuestro liderazgo en el  mercado, sino que también refleja la confianza de las empresas en nuestra capacidad para  entregar soluciones energéticas sostenibles, confiables y escalables”, afirmó Maximiliano  Ivanissevich, Director de Asuntos Corporativos de la generadora.  

Con esta alianza, Consorcio Alto Gualtallary, LGE Grupo Consultor y 360Energy  demuestran que la unión entre la tradición y la innovación puede ser un motor para el  cambio. Estas organizaciones se comprometen a seguir avanzando en sus objetivos de  sostenibilidad y a promover un futuro más limpio y respetuoso con el medio ambiente.  

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En enero de 2025, Risen Energy, líder global en soluciones de energía solar, recibió la visita de su CEO, el Sr. Terry, acompañado por la Sra. Susan, Asistente Ejecutiva, el Sr. Bob Hao, Global Sales, y el Sr. Lei, Subgerente General de BESS. La presencia de la comitiva en la unidad brasileña refuerza el compromiso de la compañía con el mercado brasileño y latinoamericano, destacando su relevancia en el escenario global de soluciones en energía renovable.

La agenda, que se extendió por dos semanas, tuvo como objetivo principal el alineamiento de las estrategias para 2025, garantizando sinergia entre la matriz china y el equipo local, y llevando a cabo reuniones estratégicas con clientes y socios, con el fin de fortalecer relaciones y explorar nuevas oportunidades.

Otro punto destacado fue el alineamiento de las soluciones de Risen Storage, una de las grandes apuestas de la fabricante para este año. Con un enfoque en soluciones de almacenamiento de energía mediante baterías, estas alternativas representan un hito en la estrategia de Risen Energy para atender a las crecientes demandas de tecnologías que integren eficiencia energética y sostenibilidad, ofreciendo opciones robustas para el sector energético.

“Estamos comprometidos en impulsar la transición energética en toda América Latina, y la presencia de nuestro CEO demuestra la importancia que otorgamos al mercado brasileño. Nuestro objetivo es continuar ofreciendo soluciones de vanguardia y fortaleciendo nuestra relación y compromiso con nuestros socios estratégicos para garantizar un crecimiento sostenible en toda la región”, afirmó Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen Energy Brasil.

Con un portafolio amplio de productos y soluciones innovadoras, Risen Energy sigue siendo una de las mayores empresas del sector de la energía renovable, comprometida en contribuir a un futuro más limpio y eficiente. La ocasión no solo reafirma ese compromiso, sino que también establece un hito en el plan de expansión de la compañía para 2025.

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El 26 y 27 de febrero, el Hotel Emperador de Buenos Aires se convertirá en el centro del debate sobre el futuro de las energías renovables con la llegada del FES Argentina 2025. Con la participación de más de 500 líderes del sector, el evento abordará temas estratégicos en un momento clave para la industria, donde se esperan definiciones sobre la actualización del MATER, nuevas obras de transporte eléctrico y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías.

Uno de los momentos más esperados del evento será la conversación destacada del Día 2, el jueves 27 de febrero a las 11:40 am, donde dos de los principales referentes del sector analizarán el presente y futuro del mercado energético argentino. Martín Brandi, CEO de PCR, y Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, compartirán su visión sobre las oportunidades y desafíos de la transición energética en el país. La conversación será moderada por Gastón Fenés, CEO de FES/Strategic Energy Corp, quien guiará el debate en torno a la evolución del sector, las inversiones necesarias y el papel de las energías renovables en la matriz energética nacional.

El diálogo entre los líderes de YPF Luz y PCR será clave para comprender el rumbo del mercado en un escenario donde las energías renovables ganan protagonismo. YPF Luz, una de las compañías más importantes en generación renovable en Argentina, ha desarrollado proyectos eólicos y solares de gran escala, consolidándose como un actor clave en la transición energética. Por su parte, PCR, con una fuerte presencia en energía eólica, ha sido un referente en el impulso de nuevos desarrollos en el sector.

La participación de estos CEOs en FES Argentina 2025 refuerza el carácter estratégico del evento, que congregará a las principales empresas del sector y a funcionarios de primer nivel para discutir las tendencias y desafíos de la industria. Además de los paneles especializados, el evento ofrecerá espacios de networking, donde se facilitarán acuerdos que impulsarán la transición energética en Argentina.

Entre las actividades exclusivas, el evento contará con un desayuno VIP el segundo día, donde los asistentes podrán establecer contactos estratégicos y analizar oportunidades de inversión en almacenamiento y energías renovables en el Cono Sur.

En un contexto donde la actualización del MATER y la licitación de 500 MW en sistemas de baterías marcarán el futuro del mercado, FES Argentina 2025 se posiciona como el evento más relevante de la región para definir el rumbo de la transición energética. La visión de los CEOs de YPF Luz y PCR será fundamental para entender los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector en los próximos años.

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YPF Luz continúa su crecimiento en el sector energético argentino con un ambicioso plan de expansión renovable por el que prevé alcanzar más de 1 GW de capacidad limpia en el corto plazo, apostando por la diversificación de fuentes y el desarrollo de nueva infraestructura conectada al SADI. 

“La perspectiva como compañía es continuar creciendo en potencia instalada, con proyectos renovables y térmicos eficientes, siempre considerando el mejor lugar para la optimización de los recursos y el transporte eléctrico disponible”, destacó Jorge Ravlich, gerente de Negocio Eléctrico de YPF Luz. 

“Después de 11 años de crecimiento sostenido y una capacidad instalada que supera los 3,3  GW y un pipeline de 5 GW, tenemos una visión estratégica a largo plazo donde nos posicionamos como viabilizadores de las demandas energéticas de diferentes sectores”

Con una capacidad instalada que supera los 3,3 GW y un pipeline de 5 GW, la empresa se posiciona como un actor clave en la transición energética del país, aportando soluciones innovadoras para sectores estratégicos como la minería, tanto de cobre como litio, o mismo la vinculación con el oil & gas. 

“Durante 2025, continuaremos con la construcción de proyectos como el Parque Eólico CASA y el  Parque Solar Fotovoltaico El Quemado, con los que superaremos los 3,8 GW de potencia  instalada total, de los cuales más de 1 GW serán renovables (625 MW ya están operativos)”, afirmó Ravlich. 

Entre los principales proyectos en construcción se encuentran el Parque Eólico CASA y la central solar El Quemado. El primero, ubicado en el predio de Cementos Avellaneda, contará con nueve aerogeneradores y alcanzará una potencia instalada de hasta 63 MW, con parte de su producción destinada al autoabastecimiento de la cementera y el resto comercializado en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

Mientras que El Quemado recientemente se convirtió en el primer proyecto renovable en ingresar al RIGI y ser aprobado por el gobierno nacional. El mismo se ubicará en el departamento de Las Heras, provincia de  Mendoza y la inversión se realizará en dos etapas hasta alcanzar 305 MW de capacidad instalada gracias a 500.000 paneles fotovoltaicos bifaciales, en tanto que su generación también se comercializará con las industrias argentinas a través del MATER. 

Además, YPF Luz evalúa la incorporación de almacenamiento en baterías como una alternativa para mejorar la estabilidad de la red y optimizar el despacho de energía, considerando los nuevos modelos de negocio a nivel sectorial, 

El gerente de Negocio Eléctrico explicó que este interés y el análisis de los sistemas BESS se debe a la reducción significativa de los precios de las baterías, que podría repercutir en ventanas de oportunidad en el corto y mediano plazo.  

Y cabe recordar que de esos nuevos negocios es la licitación 500 MW de baterías que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación; sistemas a instalarse en las redes de Edenor y Edesur para resolver la situación crítica de algunos puntos del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y evitar cortes eléctricos en los veranos futuros. 

Por otro lado, a principios de año la compañía firmó un acuerdo estratégico con Central Puerto para avanzar conjuntamente en el estudio y desarrollo de una línea de alta tensión de aproximadamente 140 kilómetros con origen en la Estación Transformadora (ET) Puna, que potencialmente podría ampliarse hasta  350 km de extensión.

El objetivo es conectar al SADI las demandas del sector minero y de las comunidades locales en las zonas del Salar de Pastos grandes y del Salar del Hombre Muerto (provincias Salta y Catamarca), a la par de una posible ampliación hasta el Salar de Carachi Pampa en Catamarca.  

Este esfuerzo conjunto implicaría una inversión de entre $250 y $400 millones de dólares, dependiendo del alcance final de la obra, que de acuerdo a estimaciones de la Corporación Financiera Internacional (miembro del Grupo del Banco Mundial, implica la intención de llegar a 400 MW (700 MW de potencial), ofreciendo suministro energético competitivo principalmente de origen renovable.

“El  desafío de las generadoras implica estar preparadas para asumir cambios, adaptarse y encontrar  nuevas soluciones energéticas que sean cada vez más eficientes a nivel operativo”, subrayó Ravlich. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil modificó las fechas para la realización de la nueva licitación para la compra de energía eléctrica a empresas de nueva generación, denominada Subasta de Nueva Energía “A-5” de 2025.

A través de la Ordenanza Normativa MME N° 101/2025, introdujo cambios en los lineamientos de la convocatoria, entre los que prorrogó la apertura de ofertas hasta el viernes 22 de agosto (inicialmente estaba pautada para el 25 de julio).

Mientras que el proceso de inscripción de proyectos fue reabierto y los titulares interesados finalmente tendrán tiempo hasta las 12 horas del día 10 de marzo del corriente año para anotar su participación. 

En tanto que la publicación de la nota técnica correspondiente a las cantidades de la capacidad remanente del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para el flujo de la generación deberá ser publicada antes del 25 de abril.

Por lo pronto, el suministro de energía eléctrica a clientes regulados se mantiene bajo los mismos plazos y, por ende, comenzará el 1 de enero de 2030, por un período de 20 años. 

Y de concretarse la subasta, el gobierno retomará las licitaciones de esta índole tras casi tres años desde la última convocatoria exitosa, en la que se adjudicaron 22 proyectos renovables por 557,45 MW de capacidad a instalar hasta el 2027. 

Cabe recordar que la particularidad de esta convocatoria es que sólo podrán participar proyectos hidroeléctricos de 1 a 50 MW de potencia, ya sea nuevos o aquellos destinados a la ampliación de centrales ya existentes.

Incluso, recientemente se dio a conocer que Brasil volvió a batir récords de cara a la Subasta de Nueva Energía A-5, ya que en el primer registro se anotaron 225 centrales hidroeléctricas por un total de 2884 MW de capacidad, siendo mayor volumen de proyectos de esta tecnología para este tipo de convocatorias públicas:

• Pequeñas centrales hidroeléctricas (entre 5 MW y 30 MW por proyecto) tuvieron el mayor interés con 173 inscripciones por 2487 MW
• Hidráulicas de potencia instalada reducida (<5 MW) – 45 emprendimientos por 128 MW.
• Centrales hidroeléctricas (+50 MW o de 5-30 MW que no califiquen como PCH por el tamaño del embalse) – Se anotaron 7 plantas por 269 MW de capacidad. 

De este modo, la actual licitación superó la edición A-5 del 2022, en la que se registraron 90 proyectos de esta fuente de generación (1516 MW) y en la que finalmente se adjudicaron 12 centrales de esta índole por 175,46 MW de potencia, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed, a un precio que osciló entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh. 

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La transición energética es hoy un tema de prioridad global. Un dato de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) revela que el 32% de la fuerza laboral global en el sector de energías renovables son mujeres.

En un momento en el que la sostenibilidad y la innovación tecnológica requieren mentes brillantes, sin distinción de género, la Primera Cumbre de Energía Powered by Women, que se llevará a cabo el 11 y 12 de marzo en la Universidad de los Andes, busca tomar acción para cambiar esta realidad en Colombia.

La cumbre contará con la participación de figuras de alto nivel, como Fanny Guerrero, Experta Comisionada de la CREG; Alexandra Hernández, Directora Ejecutiva de SER Colombia; María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM; y María Fernanda Suárez, Ex Ministra de Minas y Energía, junto a representantes del sector financiero, académico e industrial. También incluirá mesas de discusión con expertos internacionales, paneles con líderes de las principales empresas de energía y un espacio exclusivo de Networking para generar alianzas estratégicas.

Este evento sin precedentes en la industria reunirá a los principales actores del sector energético para abordar los desafíos de la transición energética, la integración de energías renovables, la regulación el financiamiento de proyectos y la innovación tecnológica, pero lo más importante abrirá la discusión sobre el papel fundamental de la diversidad, la inclusión y la equidad de género en la toma de decisiones estratégicas.

«Cuando comencé en este sector, miraba a mi alrededor y veía a muy pocas mujeres. Hoy somos más, pero aún falta mucho camino por recorrer. No podemos esperar 130 años para cerrar las brechas de género. La energía del futuro necesita de todas las voces, de todas las mentes brillantes que quieran aportar. Este evento no es solo una conversación, es una declaración de que estamos aquí para transformar el sector«, enfatizó Natalia García, CEO de Enermant, creadora de Empoderadas y promotora del evento.

Pero esta cumbre no es solo para mujeres. Es un espacio para todos quienes está comprometidos con la consecución de la equidad material de género, de pasar de los planes, metas y buenas intenciones a los hechos y resultados en términos de equidad; también es un espacio para los tomadores de decisiones que entienden que el futuro del sector energético depende de una visión plural e inclusiva.

Empresarios, inversionistas, reguladores y académicos tendrán la oportunidad de intercambiar ideas, identificar oportunidades y definir la hoja de ruta hacia un sector más eficiente y sostenible.

El futuro de la energía se decide aquí. La Primera Cumbre de Energía Powered by Women será el epicentro de las conversaciones este 11 y 12 de marzo en la Universidad de los Andes.

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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.

ENTRADAS DISPONIBLES

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.

ENTRADAS DISPONIBLES

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.

ENTRADAS DISPONIBLES

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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. 

La entrada Crece la demanda por los puntos de conexión de nuevas subestaciones recientemente adjudicadas en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada La UPME proyecta 1 GW de renovables para Colombia en 2025 mientras se prepara la entrada de la línea Colectora I se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Colombia entrega la primera Comunidad Energética de Tenderos en el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

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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