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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En detalle los ocho lotes incluyen:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Impacto en las energías renovables

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Expansión estratégica y nuevo alcance en Europa

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

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

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

Eventos clave para consolidar la expansión

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

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

Un punto de referencia para el sector energético

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

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

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

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

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

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

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

Entre las principales obras propuestas destacan: 

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Coordinador Eléctrico de Chile propuso casi 40 obras de transmisión en el proceso de planificación 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Objetivos más ambiciosos: DNV proyecta un gran 2025 con foco en almacenamiento en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

Regulación en pos de la competitividad y sostenibilidad 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Gestión sustentable: VERSU

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ACCIONA explica porqué dejó ACERA y exige resolver los problemas de precios cero en Chile

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mirada contrapuestas entre los gremios

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

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

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

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

Sistemas Fotovoltaicos

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

Sistemas de Calefacción solar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercados emergentes y oportunidades clave

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

Proyecciones para 2025

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Milei sigue los pasos de Trump: Argentina también renunciaría a los compromisos del Acuerdo de París se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis, fabricante líder en tecnología de inversores string que opera en más de 130 países del mundo, participó del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone al que asistieron más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica. 

Durante la cumbre, Sergio Rodríguez, CTO para LATAM de Solis, identificó las claves del crecimiento renovable en el Cono Sur y las características de los países que se perfilan para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos y de almacenamiento. 

“Vemos a Chile como el mercado principal de almacenamiento. El alza de precios será un detonante para los proyectos fotovoltaicos; sin embargo, el tema regulatorio es el principal freno”, manifestó durante el panel de debate “Almacenamiento: la evolución de los proyectos para el aprovechamiento eficiente de la energía”.

Argentina, por otro lado, emerge como un mercado virgen con un panorama prometedor ante la liberalización de las importaciones de insumos y soluciones para el sector energético, por lo que desde Solis observan “muchas oportunidades de negocio”. 

Mientras que en el caso de Uruguay, el ejecutivo planteó un enfoque hacia proyectos de gran escala que posicionan al país como un actor destacado en el panorama regional; al mismo tiempo que aclaró Solis seguirá apostando por todo el Cono Sur, adaptándose a las características y ritmo de avance de cada mercado.

Y cabe recordar que la creciente demanda de almacenamiento energético a nivel global también ha llevado a Solis a desarrollar soluciones avanzadas que aborden este desafío. Ello incluye la nueva serie SOLIS Solarator, inversores se integran a la perfección con generadores diésel, ofreciendo una solución energética confiable, flexible e ininterrumpida para satisfacer las necesidades de energía limpia y robusta en América Latina de cara a 2025. 

A ello se debe agregar que, durante 2025, el fabricante de origen chino celebrará su 20 aniversario como fabricante de inversores fotovoltaicos e inaugurará la ampliación de su fábrica, por la que será capaz de producir 125 GW anuales.

Sumado a que planea lanzar nuevas familias de equipos de almacenamiento para los sectores residencial y comercial-industrial, lo que promete ser un valor agregado significativo para los EPCistas y el propio mercado energético. 

Es decir que Solis prioriza el desarrollo de inversores tipo string, brindando a los clientes la posibilidad de integrar baterías de distintas gamas, marcas y voltajes, a fin de ofrecer flexibilidad al cliente para que pueda realizar sus proyectos según sus necesidades. 

“Nuestro objetivo es, independientemente de las regulaciones y el alza de precios, es democratizar la energía fotovoltaica al cliente y blindarlo de cualquier aumento de precio o cambio normativo”, indicó Rodríguez.

“Y los mercados de LATAM ya tienen las soluciones a su alcance y, dado el costo de paneles y baterías, se vuelve mucho más competitivo. Es nuestro enfoque sin descuidar soluciones en PCS para proyectos de 500 kW o 1 MW y ofrecer colaboraciones con fabricantes BESS para proyectos más grandes”, concluyó.

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Sólo un mes separa al sector para vivir una nueva cumbre de Future Energy Summit (FES) en Argentina durante dos jornadas que darán comienzo a la gira 2025 de la plataforma líder de eventos  para profesionales de las energías renovables. 

Los días 26 y 27 de febrero, FES Argentina 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.

ENTRADAS DISPONIBLES

FES Argentina ya cuenta con la confirmación de diversas empresas entre los más de 50 disertantes de un evento que promete exclusivos paneles debate y el más sofisticado networking, desde fabricantes, generadoras, desarrolladores de proyectos, EPCistas, financistas, consultores y más actores de la cadena de valor de las energías renovables: 

Por ello se destaca el apoyo y participación de firmas como Huawei, JA Solar, Trina Solar, Goldwind, Sungrow, PCR, Coral Energía, 360Energy, Risen, Yingli Solar, Canadian Solar, Chemik,  GCL, Nordex Acciona, FMO, Solar DQD, DIPREM, Alurack, MHR Abogados, Soloz Industrial, Telener 360, BLC Power Generation y Anabática Renovables.  

Por ejemplo, Huawei lidera Huawei lidera en Argentina con sus inversores y soluciones de almacenamiento, dado que posee más del 75% de la potencia instalada en inversores para proyectos de energía solar y el 45% sobre el total de parques fotovoltaicos en el Mercado Eléctrico Mayorista, según últimos datos de CAMMESA. 

Además, el fabricante de módulos JA Solar recientemente se alió con EcoSol, a fin de garantizar stock local constante y rápido, y fortalecer la oferta mediante tecnología avanzada, capacitaciones técnicas y el suministro eficiente de módulos bifaciales de última generación.

ENTRADAS DISPONIBLES

Por el lado eólico se destaca la asistencia de Goldwind, que a mediados del año pasado cerró un acuerdo para suministrar a uno de los parques más grandes del país con aerogeneradores con tecnología PMD (Permanent Magnet Direct Drive); sumado a que para este 2025 ya trabajaban con un pipeline de 1,6 GW y con la mirada puesta en incrementar su market share a nivel nacional.

PCR es otra de las grandes energéticas que dirán presente en FES Argentina y que han participado activamente en el Mercado a Término (MATER), de modo que ya posee 4 plantas eólicas operativas (223,2 MW) bajo este mecanismo, a la par que de otros pero su pipeline dentro está próximo a crecer gracias a 5 proyectos en construcción que oscilan los 550 MW de capacidad.

Allí se incluye la repotenciación de los capacitores serie en la ET Olavarría de la línea de alta tensión 500 kV ET Olavarría – ABASTO más la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca, a tal punto que fue la primera empresa en lograr la adjudicación con una obra de transmisión asociada bajo el MATER 360. 

360Energy también ha dado a conocer un pipeline de más de 500 MW solares para los próximos años en la región tras lograr 247 MW en operación y 280 MWp bajo desarrollo en Argentina, entre ellas nuevas nuevas obras bajo el programa RenMDI en La Pampa, Buenos Aires y Entre Ríos. 

Proyectos que se esperan estén habilitados entre 2025 y 2026 y que serán pioneros en Argentina con almacenamiento de energía, considerando el llamado público RenMDI fue el primero en la historia de las renovables que incluyó (y adjudicó) la posibilidad de incluir ofertas de centrales renovables híbridas con baterías a mediana y gran escala. 

ENTRADAS DISPONIBLES

Mientras que Coral Energía posee cerca de 150 MW firmados en 17 proyectos (de 3 a 20 MW de capacidad por parque) a lo largo de cinco provincias y tiene una posición agresiva de quintuplicar su alcance en el siguiente lustro. 

Incluso, en la edición 2024 del evento Future Energy Summit Argentina, la compañía reveló que el objetivo está puesto en llegar a 1 GW de capacidad instalada al año 2030, que representaría aproximadamente un 12% del market share total de los vendedores renovables del país. 

Por lo que Future Energy Summit Argentina se posiciona un núcleo importante de debate para conocer las principales novedades, tendencias, próximos pasos, desafíos y oportunidades del sector, como también para participar del más sofisticado networking entre quienes lideran la transición energética en la región.

Y cabe recordar que el evento también contará con la cobertura periodística completa de Energía Estratégica, unidad de Strategic Energy Corp, grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a FES Argentina y adquiera su entrada para el 26 y 27 de febrero! 

ENTRADAS DISPONIBLES

Revive FES Argentina 2024

La entrada Empresas insignias del sector debatirán sobre el futuro de las renovables en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

DIPREM Global, con más de dos décadas de experiencia en Latinoamérica, busca consolidar su posición como socio estratégico para proyectos energéticos en toda la región.

Javier Murillas, gerente comercial de la compañía en Chile, resaltó: “Acá en Chile nosotros queremos ser un partner de todas las empresas desarrolladoras de proyectos, tanto en parte de energía renovable como también en la parte de hidrógeno para poder desarrollar sus proyectos de la mejor manera posible en términos del área de diseño, permisología, el área de evaluaciones ambientales y posteriormente acompañarlos en la parte técnica entregando personal capacitado, personal técnico desarrollado que esté acorde a las tecnologías que se tienen que desarrollar en este tipo de proyectos”.

El testimonio de Murillas fue ofrecido en el marco del evento Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), donde la compañía destacó su enfoque estratégico en zonas reconocidas por su potencial para proyectos renovables, sino también para hidrógeno verde.

“Al día de hoy nosotros estamos pensando en un desarrollo específico para todo lo que es la gama de proyectos que se están realizando en el área de Magallanes y en el área de Mejillones, con una capacidad de consultores y de profesionales para poder prestar apoyo a las distintas empresas en esta gama de proyectos”, puntualizó.

Desafíos y oportunidades en el hidrógeno verde

Javier Murillas comparó el actual estado del hidrógeno verde con los inicios de la industria de energías renovables hace décadas atrás. “Haciendo como una retrospectiva, lo que pensamos nosotros es que al día de hoy la industria del hidrógeno se puede mirar como era la industria de energías renovables hace 20 años atrás más o menos. No teníamos claro un marco regulatorio, no sabíamos muy bien la demanda que íbamos a tener y, por ende, había algunas incertidumbres en términos de cómo se podrían financiar estos proyectos,” explicó. Según el ejecutivo, las mismas preguntas surgen hoy en el contexto del hidrógeno, lo que representa tanto un desafío como una oportunidad.

Para abordar estos retos, Murillas enfatizó la necesidad de contar con regulaciones claras e incentivos económicos que estimulen la inversión. “Al día de hoy creo que tenemos que fijarnos en tener un marco regulatorio claro primero, saber hacia dónde nos vamos a embarcar en este tema también de la mano de incentivos económicos, fiscales a lo mejor también, para poder tener acceso a algún financiamiento para este tipo de proyectos para que no recaiga todo solamente en los desarrolladores o en los ejecutores de los proyectos,” señaló.

Innovación tecnológica y la cadena de valor del hidrógeno

Otro aspecto destacado por el referente de DIPREM es el papel de la tecnología en el desarrollo del hidrógeno verde. “Los proyectos de hidrógeno verde involucran tecnologías que a lo mejor no estamos desarrollando completamente el día de hoy, vienen muy de la mano de toda la expertise de energía renovable, pero pensamos también que hay temas tecnológicos que se tienen que desarrollar tratando de aprovechar el potencial que nosotros tenemos en términos de energía solar, de energía eólica,” mencionó. Asimismo, resalta la importancia de avanzar en el almacenamiento y la logística del hidrógeno, elementos cruciales para consolidar su comercialización. “Todo ese desarrollo que va también con el almacenaje del hidrógeno que también va a ser un tema al momento de que tengamos claras las demandas y ver hacia dónde la vamos a exportar,” explicó.

En este sentido, la compañía se posiciona como un aliado clave en la industria. “Nosotros como empresa la verdad es que vamos a estar ahí tratando de apoyar en lo que se pueda en este tipo de desafíos para poder tratar de, ojalá el 2025, dar pasitos adelante hacia el crecimiento y la puesta en marcha de este tipo de proyectos,” afirmó.

Un mensaje de optimismo hacia el 2025

A pesar de las dificultades, Javier Murillas, gerente comercial en Chile de DIPREM, expresó confianza en el futuro del hidrógeno verde. “El mensaje es nunca perder la fe que este mercado sigue siendo parte del futuro, independiente de los tiempos que se esté tomando, independiente de las dificultades que nosotros podamos ver al día de hoy. Creemos que el camino de desarrollo de este mercado es necesario por un tema de sostenibilidad, por un tema también de desarrollo de toda la industria,” declaró. Según el referente, el año 2025 será clave para observar avances significativos, tanto en términos regulatorios como en la concreción de alianzas público-privadas.

Finalmente, subrayó el compromiso de DIPREM con el progreso de esta industria. “Nosotros como empresa prestadora de servicio en este tipo de proyectos vamos a estar siempre del lado de los desarrolladores, del lado de los mandantes, y siempre tratando de llevar el carro hacia adelante, todos tenemos que tirar el carro hacia adelante y tratar de desarrollarlo de la mejor manera posible”, concluyó.

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La entrada Colombia publica una guía para identificar oportunidades estratégicas en almacenamiento para renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Goldwind Argentina firmó un acuerdo comercial con la compañía francesa TotalEnergies para proveerle aerogeneradores modelo GW136 de 4.2MW para el proyecto de Río Cullen, en Tierra del Fuego. Una vez operativo, será el parque eólico más austral del mundo a excepción de algunas instalaciones realizadas en la Antártida.

“TotalEnergies es uno de los mayores players del mercado a nivel global, y es para Goldwind Argentina un orgullo haber firmado el primer acuerdo para realizar un proyecto en Argentina” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina.

Y agregó: “Este es un gran desafío debido a las condiciones de emplazamiento del proyecto, siendo Tierra del Fuego conocida por su excelente recurso eólico, pero sabemos que nuestras turbinas están preparadas para las exigencias climáticas más severas, y para otorgar un excelente rendimiento”.

Los aerogeneradores provenientes de China llegarán en el segundo trimestre de este año al puerto de Punta Arenas, en Chile, desde donde se transportarán por ferry y tierra hasta la locación del parque eólico.

Actualmente, estas instalaciones funcionan generando su propia electricidad por medio de turbinas a gas. Este innovador proyecto, basado en energía renovable, logrará reducir la huella de carbono de las actividades, al disminuir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, propias de la generación de energía, en aproximadamente 60%.

Este proyecto híbrido, que combina energía renovable y baterías, se convertirá en el primer desarrollo onshore de este tipo dentro de la rama Exploración-Producción de TotalEnergies a nivel mundial. Y la iniciativa se enmarca en la estrategia de descarbonización que TotalEnergies lleva adelante desde 2019, que tiene como objetivo reducir las emisiones de sus instalaciones industriales en más del 40% para 2030.

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El sector energético peruano inicia el 2025 con una perspectiva optimista y ambiciosa. La reciente promulgación de la modificación a la Ley 28832, que fomenta la inversión en plantas renovables, promete impulsar significativamente la comercialización de energía sostenible. Antony Suarez, especialista en desarrollo de negocios en el sector, destaca que este año podrá marcar un hito para la transición energética en el país.

Actualmente, la generación en hora punta está dominada por un 60% de energía hidroeléctrica y un 25% de gas natural, mientras que las fuentes solar y eólica aportan un 6% cada una.

Sin embargo, tras la reforma eléctrica agentes del mercado buscarían que las centrales de Recursos Energéticos Renovables (RER) incrementen en hora punta, en su mayoría energía solar que podría duplicarse al 12% considerando proyectos que hay en los portafolios actualmente. ¿Se va a lograr?

«Sí. Es una meta alcanzable. Aunque creo que ayudaría más a la transición energética que los usuarios inviertan directamente en plantas solares, más que entrar a la comercialización de energía», opina el referente consultado, mientras añade que “el atractivo de la ley es que permite competir por zonas horarias y bloques, lo que brinda mayor certeza a los generadores para participar en licitaciones y concursos”, detalla.

Otro elemento clave de la reforma es la introducción de los servicios complementarios, que despojan a las plantas RER de la responsabilidad de ofrecer regulación de frecuencia e inercia. “El Estado asignó estas tareas a terceros proveedores de servicios complementarios. Esto permite que los inversionistas se concentren únicamente en producir energía. Es una modificación acertada que fortalece el horizonte para este 2025”, señala.

Contratos privados y autoconsumo en auge

El mercado de usuarios libres, compuesto por grandes consumidores como mineras e industriales, está jugando un papel crucial en esta transformación. De acuerdo con Suárez, «un 20% de clientes libres ya evalúan instalar plantas RER para autoconsumo».

Este modelo, que combina seguridad energética y ahorro, permite a las empresas reducir costos asociados a la potencia coincidente. “Tener una planta solar o eólica con almacenamiento reduce significativamente el pago por potencia coincidente, un aspecto que beneficia a las empresas, aunque representa un desafío para los generadores tradicionales”, explica.

Además, los costos marginales cercanos a cero de las plantas RER y el actual contexto hídrico favorable del país aumentan la competitividad de estas fuentes. Suárez subraya que, en años secos, la inversión en energías renovables será aún más atractiva, especialmente debido a los beneficios adicionales.

“La ley actual acelera el retorno de la inversión, tanto para generadores como para usuarios finales, lo que hace de este año una oportunidad sin precedentes para el sector”, asegura.

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Trina Storage, la división especializada en almacenamiento energético de Trina Solar, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Chile 2024 reunió a más de 500 ejecutivos del sector energético del Cono Sur, consolidándose como un espacio clave para la discusión de tendencias y tecnologías en la transición energética.

En un paso decisivo hacia la consolidación de las energías renovables en América Latina, Trina Storage ha asegurado contratos por casi 2 GWh en Chile y la región, marcando un hito en la transición energética. 

Según Luciano Silva, product manager de Trina Storage LAC, estos contratos reflejan un cambio de paradigma en el sector, donde las baterías no solo participan en el desplazamiento de energía, sino que se preparan para ofrecer servicios múltiples en un mercado cada vez más integrado.

“Es fundamental involucrarse para maximizar el valor de esta tecnología, capaz de entregar simultaneidad de servicio», sostuvo Silva frente un auditorio repleto de líderes del sector renovable de la región. 

“El desarrollo tecnológico es impresionante, y en 2025 veremos una profundización de estas tecnologías, que beneficiarán significativamente al sistema energético (…) Con casi 10 GWh declarados en construcción de baterías, vemos una avalancha de proyectos”, afirmó Silva, añadiendo que esta evolución impulsará también la reactivación del mercado fotovoltaico en conjunto con el almacenamiento.

El año 2024 fue clave para el desarrollo del almacenamiento energético en la región, dado que la consolidación de los proyectos BESS se produjo de la mano de una mayor estandarización y comoditización de las soluciones tecnológicas, con una creciente oferta de fabricantes de baterías que están redefiniendo las estructuras de precio y desempeño. 

Un ejemplo de este avance es el producto estrella de Trina Storage: Elementa 2, una solución que ofrece entre 4 MWh y 5 MWh de capacidad en un contenedor de 20 pies que redefine los estándares de densidad energética y eficiencia en proyectos Utility, 

También incorpora tecnologías avanzadas, como enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, características que optimizan el rendimiento y aseguran su confiabilidad en condiciones exigentes.

“Además, el 2024 dejó de manifiesto que la tecnología, proveedores y estado de la transición energética, permite ver el sueño de una planta solar despachable con baterías, impensado tiempo atrás. Y desde Trina estamos preparados para atender los requerimientos de los clientes en la solución solar completa con módulos fotovoltaicos, trackers y baterías de fabricación propia”, 

Silva resaltó que la clave del éxito de estas soluciones radica en el control de la fabricación de las celdas, un aspecto crucial para garantizar un mejor desempeño. Avances tecnológicos que no sólo se traducen en mejoras en densidad energética, sino también en una mayor vida útil de las baterías, aspectos que fortalecen la competitividad y la rentabilidad de los proyectos en el largo plazo. 

La entrada Trina Storage consolida su presencia en Chile y la región con contratos por casi 2 GWh de baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

El proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio energético a 4,7 millones de usuarios en Chile, que fue presentado por el Poder Ejecutivo de Chile y aún se debate en el Congreso, continúa generando preocupación en el sector energético del país. 

La consultora Valgesta Nueva Energía planteó que la iniciativa, tal cual está propuesta actualmente, traerá serios problemas de diseño económico, constitucionalidad y consecuencias no evaluadas que podrían alterar profundamente el sistema eléctrico del país.

“El actual proyecto de ley de subsidios lapidaría el proceso de licitación de suministro para clientes regulados, traduciéndose en un aumento de las tarifas para los clientes residenciales”, subrayó Ramón Galaz, director ejecutivo de la consultora. 

¿Por qué? El gobierno prevé asignar, de forma transitoria, parte de la demanda regulada a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) para abastecer a una bolsa a precio preferente para clientes de las micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

La propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo. Techo anual que desde la consultora apuntaron podría ser “insuficiente” para cubrir la demanda de beneficiarios objetivo.

“La propuesta diluye los contratos regulados existentes, los cuales surgieron de un proceso de licitación que el propio Estado llevó a cabo. Por lo que la propuesta del gobierno rompe el esquema de licitaciones de suministro que ha sido motor exitoso de inversiones en el sector”, subrayó. 

“Y es altamente probable que las próximas licitaciones tengan escasa competencia, se vean aumento de precios y vaya en contra de los clientes finales”, sentenció durante su presentación en la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

Incluso, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya informó que, de aprobarse la ley de subsidios, los contratos ya firmados tendrán un porcentaje de suministro menor y que a, mediano plazo, las necesidades de nuevos contratos se verán ajustadas a la demanda, lo que podría implicar una merma en la cantidad de energía a licitar.

A eso de debe añadir que la CNE recientemente redujo los volúmenes de energía a subastar en las próximas licitaciones de suministro (2000 GWh a 1600 GWh en 2025), producto de la rebaja del límite de potencia para optar a la condición de cliente libre y la definición de definición de comunas en transición energética (Tocopilla, Mejillones, Huasco, Puchuncaví, Quintero y Coronel). 

Otro punto crítico que remarcaron desde Valgesta está vinculado con la constitucionalidad del cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa), que prevé aportes provenientes de los PMGD para financiar los subsidios hasta el año 2027, con posterior cargo de compensación en caso de que alargue a partir del 2028. 

Para Galaz, el mecanismo planteado por el gobierno “actúa como un impuesto encubierto, lo que está prohibido por la Constitución chilena, violando principios de no confiscatoria y no afectación establecidos en la Constitución”. 

Y que el financiamiento en realidad debería surgir de recursos del Estado mediante impuestos generales y no a través de impuestos específicos que afectan a determinados sectores. Hecho que pondría en riesgo la estabilidad regulatoria de largo plazo.

“Se desvirtúa el mandato de estabilizar los precios y al cambiar las reglas de juego expropiando rentas legítimas conforme a la legislación vigente, se genera incertidumbre legal, afectando la percepción de riesgo regulatorio”, manifestó el director ejecutivo de Valgesta. 

“Si bien el Poder Ejecutivo estima la existencia de sobre renta en el segmento PMGD, ésta debiera ser solucionada mediante mecanismos de mercado y no distorsionadores como el propuesta en el proyecto de ley”, concluyó. 

La entrada Galaz de Valgesta: “El actual proyecto de ley de subsidios lapidaría el proceso de licitación de suministro” se publicó primero en Energía Estratégica.

La amenaza de nuevos aranceles por parte de Donald Trump plantea desafíos significativos al mercado mexicano. Con una fuerte dependencia de las importaciones y exportaciones energéticas, y un contexto global incierto, México enfrenta la necesidad de ajustar su estrategia política y comercial para minimizar riesgos.

«México estará a la espera de ver qué sucede en el contexto global, de ver qué quiere y qué puede lograr Estados Unidos y China, para entonces poder determinar de qué manera puede jugar y tratar de evitar los impactos negativos para este país, para México», señala Carlos Flores, analista del sector energético norteamericano.

Hasta tanto haya mayor claridad de cómo se implementen las medidas arancelarias, Flores evalúa distintos escenarios de impacto en el sector energético. En conversación con Energía Estratégica, asegura:

«El problema sería si es que ese arancel incluye también al petróleo, recordemos que México exporta crudo a USA para después importar productos terminados. En ese caso, México tendría gasolinas y demás combustibles más costosos».

Actualmente, México carece de la infraestructura necesaria para procesar todo el crudo que produce. Según el analista consultado, «México no tiene la capacidad de procesar, por sí mismo, todo el crudo que produce, ni hay en la región algún otro país donde pueda hacer ese proceso de manera competitiva», lo que deja al país vulnerable ante posibles restricciones comerciales o aumentos en los costos.

La interdependencia energética entre ambos países también se refleja en el sector eléctrico. Existen once interconexiones eléctricas en la frontera México-Estados Unidos, la mayoría de ellas diseñadas para exportar electricidad hacia California y Texas, los dos estados con mayor demanda energética. Carlos Flores aclara que estas infraestructuras están diseñadas principalmente para la exportación a estos mercados estadounidenses.

«Esperar un cierre, un importe a las exportaciones de México-Estados Unidos, porque el flujo eléctrico es de aquí para allá en su enorme mayoría, aunque está diseñado para ser bidireccional, en su mayoría están hechas para exportar a aquellos dos mercados. Entonces, pensar que pudiera haber un parón o recorte a esa infraestructura, no lo creo, no lo veo, porque Estados Unidos se quedaría sin un pedacito de insumo eléctrico que necesita», explica.

En cuanto al gas natural, el flujo mayoritario ocurre de norte a sur, es decir, de Estados Unidos hacia México. Por lo que Flores considera improbable que una orden presidencial detenga estas exportaciones.

«En Estados Unidos no hay empresas públicas, son empresas privadas. Y esas empresas privadas, pues, ya han firmado su negocio si tienen una orden presidencial de dejar de exportar hacia México no creo que vaya a pasar. Es decirles a las empresas privadas, a las empresas exportadoras, productoras y exportadoras de gas, que dejen de hacer su negocio», detalla.

Sin embargo, destaca que cualquier interrupción en el suministro de gas natural tendría repercusiones importantes en México. «Tendría un impacto bastante negativo para sus resultados económicos, financieros. Y por ende, no creo que se vaya aquí», señala.

Panorama local para energías renovables y nearshoring 

Otro aspecto clave es el impacto potencial en las inversiones derivadas del nearshoring, una estrategia que se vio fortalecida durante la administración previa de Trump, cuando los aranceles a China beneficiaron indirectamente a México. Sin embargo, el referente consultado explica que el país no aprovechó completamente esa oportunidad.

«La imposición del 25% de aranceles a productos importados desde México depende de lo que haga también junto con China o a la par con China», comenta. «En la administración anterior de Donald Trump también hubo algo así, hubo una situación similar en la cual hubo aranceles a productos chinos y eso fue precisamente lo que desencadenó la primera ola de nearshoring a México», añade.

Sobre las inversiones en el país, el analista observa: «Lo que yo he visto en términos de inversiones en los próximos años, y no hablo solamente de energía, hablo de cualquier sector, inversión privada, extranjera en México, tiene dos características. Una ha sido pequeña, por no decir mínima, y segundo, ha venido a la baja».

Respecto a las energías renovables, Carlos Flores destaca que la política de Trump de priorizar la producción petrolera podría ralentizar el avance de estas tecnologías a nivel global. «Dice Donald Trump que va a maximizar la producción con el objetivo de producir 3 millones de barriles diarios. Hay que entender cuál sería el efecto de eso. La mayor producción para una misma demanda es un menor precio, y a quien se está afectando ahí es al productor. El productor sí, a lo mejor va a tener más, pero va a vender a menor precio, y esas no son las condiciones ideales que prefieren los productores», explica.

Para México, Flores observa un panorama menos complicado en términos de renovables. «Es cierto que la mayoría de los parques, tanto eólicos como solares, y ahora también de almacenamiento que se empiezan a hacer en México, pues también tienen producto chino, pero no veo que haya una manera legal ni fiscal en la que Estados Unidos pueda entrometerse a las importaciones que hace México desde China para los proyectos que se construyen en México», puntualiza.

Ahora bien, añade usando una analogía con el sector automotriz que «si se importa desde China a México y en México se ensambla y se exporta a Estados Unidos un producto terminado, como ser un vehículo ya terminado, ahí sí Donald Trump ha dado mensajes de intentar frenar esta situación, pero en el sector energético, tanto hidrocarburos como electricidad, no veo que esa misma situación se pueda dar».

La entrada Análisis: ¿qué impactos y alcances podría tener la imposición de aranceles de Estados Unidos en México? se publicó primero en Energía Estratégica.

Seraphim, empresa fabricante de módulos fotovoltaicos, anunció que dará un paso más como proveedor del sector energético ampliando su cartera a otros productos. En el marco del Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Giuseppe Benedetto, gerente de ventas para Chile, destacó que para lograrlo han sellado una alianza estratégica con CRRC Ziyang Co., Ltd.

«Hoy podemos entregar al cliente no solamente paneles solares, sino también inversores, sistemas de almacenamiento de energía y Power Conversion Systems (PCS)», precisó Benedetto.

Con más de 13 años en la industria y una capacidad de producción anual de 13 GW en módulos, Seraphim ha mantenido su posición como fabricante Tier One durante la última década. La reciente asociación con CRRC, les permitirá brindar soluciones integrales a sus clientes en la región en el corto plazo.

«CRRC no es ajena a las necesidades de Chile; ellos instalaron los trenes Santiago-Chillán en 2022, lo que demuestra su conocimiento de nuestras políticas y cultura», añadió Benedetto, subrayando que esa expertiese se podrá aplicar para su expansión en el sector energético chileno.

Citando cifras compartidas por Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Benedetto observó que Chile enfrenta un problema crítico de vertimiento energético, estimado entre 4.5 y 5 TWh al año. Para mitigar estas pérdidas, Seraphim y CRRC estarían trabajando en sistemas de almacenamiento de energía (BESS) adaptados a las necesidades del país. «Buscamos que parte de la energía que no puede inyectarse a la red se almacene y se utilice en otro momento», detalla el ejecutivo. Un detalle no menor destacado por Benedetto es que CRRC lidera el ranking en China en sistemas de almacenamiento.

En este contexto, Seraphim se estaría posicionando como un proveedor de soluciones integrales. «Nosotros nos estamos acercando básicamente a lograr llevar un proyecto ya casi llave en mano. Tratamos de que todos los productos estén dentro de la misma columna vertebral integrados», enfatizó Benedetto.

Aunque la empresa ampliará su cartera a inversores, baterías y PCS, no dejará de continuar innovando en tecnología fotovoltaica. De acuerdo con el gerente de ventas para Chile de Seraphim, un componente clave del portafolio para este mercado es el panel solar flexible de 410 W que han desarrollado para la generación distribuida. Este producto, diseñado para satisfacer las necesidades del mercado chileno, tiene una eficiencia de 20.71%, pesa apenas 6 kg y soporta un ángulo de curvatura de 30 grados. «Este panel es ideal para techos curvos o estructuras que no permiten sobredimensionamiento», explicó Benedetto. Además, cuenta con una garantía de 25 años sobre la potencia de salida, lo que lo convierte en una solución robusta y confiable.

El aumento de tarifas eléctricas, que ya alcanza un 60% en los clientes regulados este año, está impulsando la demanda de soluciones de autoconsumo y netbilling. «Muchos clientes buscan reducir sus costos energéticos, y este panel permite llevar generación solar a lugares donde antes era imposible», anticipó Benedetto. Entre los casos de éxito, menciona la instalación de este tipo de paneles flexibles en los mástiles de aerogeneradores en China, con el objetivo de implementar estrategias de peak shaving.

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Ginlong Technologies (Solis) se enorgullece en anunciar su reconocimiento con un Premio Especial en los Power Innovation Awards 2024, uno de los galardones más prestigiosos de la industria energética en China. Este premio fue otorgado por el papel fundamental de Solis en el proyecto “Tecnologías Clave y Aplicaciones de Ingeniería para la Sinergia de Almacenamiento Fotovoltaico Distribuido a Gran Escala, Carga e Interacción con la Red.”

Los Power Innovation Awards, organizados por el Consejo de Electricidad de China, reconocen a los pioneros que impulsan los avances tecnológicos y la innovación en el sector energético. El logro de Solis destaca su liderazgo en la industria y su compromiso inquebrantable con impulsar el futuro a través de la investigación y el desarrollo de vanguardia.

El equipo de I+D de Solis, designado como un equipo clave de innovación en la provincia de Zhejiang, está compuesto por profesionales experimentados con más de una década de experiencia en investigación tecnológica y diseño de ingeniería de inversores. Sobre esta sólida base, la empresa ha logrado avances notables en apoyo a la estrategia china de “Doble Carbono,” promoviendo la transición energética verde del país mediante investigación independiente, innovación de productos y soluciones de ingeniería de última generación.

Este año, Solis consolidó su liderazgo global en el mercado de energías renovables con sus inversores string monofásicos para uso residencial, que se posicionaron como líderes en participación de mercado a nivel mundial. De cara al futuro, Solis está comprometido con la exploración de tecnologías innovadoras y con la expansión de sus logros en electrónica de potencia para abordar las necesidades en constante evolución del sector de energías renovables.

Acerca de Ginlong (Solis)

Ginlong (Solis) (código bursátil: 300763.SZ) es el tercer mayor fabricante mundial de inversores fotovoltaicos, especializado en soluciones de almacenamiento de energía y sistemas solares para aplicaciones residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.

Desde su fundación en 2005, Solis ha construido una sólida reputación por ofrecer soluciones energéticas innovadoras, confiables y sostenibles, respaldadas por tecnología avanzada y asociaciones con instituciones financieras líderes. Guiados por su compromiso con un futuro más verde y limpio, Solis continúa empoderando a las comunidades globales con sistemas de energía renovable de alto rendimiento.

Para más información, por favor visite www.solisinverters.com.

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MSU Green Energy amplía la generación de energía renovable en el sistema eléctrico nacional. La compañía puso en marcha el parque solar La Corzuela en la localidad de Pinedo en la provincia de Chaco.

Este parque es el primer proyecto del programa RenMDI en entrar en operación en Argentina. El programa, establecido con el objetivo de diversificar la matriz energética nacional de acuerdo con los lineamientos de la Ley 27.191 de Fomento de Fuentes Renovables, marca un paso importante en la transición energética del país.

El Parque Solar La Corzuela I, que entró en operación comercial, tiene una capacidad instalada de 15 MW y constituye un claro ejemplo del crecimiento de las energías renovables en la región. La energía generada abastecerá a más de 12.000 hogares, brindando a las familias argentinas una alternativa más ecológica y sustentable para el consumo eléctrico ya que reducirá significativamente la necesidad de motores de generación en la región.

“Hoy celebramos un paso trascendental en nuestra misión de contribuir al desarrollo de un modelo energético más sostenible para Argentina. La puesta en marcha de La Corzuela no solo marca el primer proyecto RenMDI que entra en operación en el pais, sino que también demuestra nuestro compromiso con la energía limpia y la sustentabilidad. Este parque solar es un claro ejemplo de cómo las energías renovables pueden transformar tanto las comunidades locales como el panorama energético de todo un país.”, señala Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO de MSU

La entrada en operación de La Corzuela no solo es un avance para el sector de las energías renovables en Argentina, sino que también refuerza el compromiso de MSU Green Energy con la sostenibilidad y la transición energética.

MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con inversiones de más de 650 millones de dólares para generar 665MW en energía verde en 11 parques solares. Los nuevos proyectos en diferentes partes del país buscan fortalecer la infraestructura energética y contribuir a la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

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H2 Perú y la Embajada Británica en Lima presentaron su Propuesta de Reglamento para la Ley de Fomento del Hidrogeno Verde marcando un hito en el camino hacia un Perú más sostenible. El evento de lanzamiento reunió a más de 100 representantes del sector público, privado, la academia y la banca multilateral.

La elaboración del documento, que fue encomendada a la Unidad de Tecnologías del Hidrógeno de la Pontificia Universidad Católica de Chile, refleja 4,500 horas de trabajo con entrevistas a más de 40 actores clave y aporta grandes hallazgos para impulsar todo el ecosistema del hidrógeno en el mercado peruano.

En líneas generales, la propuesta (ver al pie de la nota) aborda toda la cadena de valor del hidrógeno y sus derivados, garantizando su compatibilidad con el marco regulatorio peruano. Con 12 títulos normativos, detalla regulaciones para la producción, almacenamiento, transporte y uso del hidrogeno, destacando la importancia de la certificación y exportación. Este esfuerzo también subraya la necesidad de incentivos económicos y ajustes legales para posicionar al hidrogeno verde como un pilar clave en la transición energética del país.

Principales aportes del reglamento

La Ley N° 31992 de Fomento del Hidrógeno Verde establece la intención de otorgar beneficios económicos y tributarios para la investigación, producción, transformación, transporte, comercialización, exportación y uso del hidrógeno verde. Sin embargo, la ley no especifica cuáles serían estos beneficios o exoneraciones tributarias.

Según advierte el documento de h2 Perú y la embajada británica en Lima, la implementación de estos beneficios requiere una norma de rango legal, como una ley o un decreto legislativo, ya que una reglamentación no puede establecer exoneraciones o beneficios tributarios directos.
No obstante, el documento menciona beneficios tributarios ya existentes para energías renovables, que podrían ser aplicados al hidrógeno verde mediante una modificación de la ley actual o una nueva ley, como ser la depreciación acelerada para vehículos híbridos o eléctricos, depreciación acelerada del 20% para maquinarias y equipos de generación de energía eléctrica a base de recursos renovables y el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del 10% para vehículos que usen gas o sean híbridos o eléctricos; exoneración del ISC para vehículos nuevos con estas características.

Pero aquello no sería todo. La propuesta de h2 Perú y la embajada británica en Lima explora incentivos no tributarios basados en evidencia internacional, que incluyen desde elaborar una estrategia de hidrógeno o incluirlo en políticas de estado para coordinar actores y atraer inversión, guías de buenas prácticas, atracción de apoyo de bancos multilaterales y cooperación bilateral para financiamiento y asistencia técnica, así como reducción de riesgos para la inversión, establecer cuotas para el uso de hidrógeno en sectores como transporte, industria o sector eléctrico; y subsidios, deuda concesional y garantías financieras de otros países para proyectos locales.

¿Quiénes podrían acceder a aquellos beneficios? La propuesta de reglamentación clasifica a los proyectos de hidrógeno según su capacidad de producción, transporte o almacenamiento en las siguientes categorías:

• Proyectos de Menor Escala: Producción o transporte que no supere los 2500 Nm3/hr, o almacenamiento menor a 500 kg. Estos proyectos requieren un Informe Técnico de Seguridad con aprobación automática y fiscalización posterior.
• Proyectos de Mediana Escala: Proyectos con capacidad entre 2500 y 4000 Nm3/hr en producción o transporte, o almacenamiento entre 500 y 5000 kg. Estos proyectos requieren una Autorización de Operación emitida por el MINEM.
• Proyectos a Gran Escala: Producción o transporte que supere los 4000 Nm3/hr, o almacenamiento mayor a 5000 kg. Estos proyectos requieren una Autorización de Operación y una Certificación de Conformidad emitida por OSINERGMIN.
• Proyectos Especiales: Aquellos que incorporan tecnologías o procesos no definidos en el reglamento, ya sea por actualización tecnológica o diferencias en sus unidades de proceso.

La visión de H2 Perú

Fernando Maceda, gerente general de H2 Perú, en conversación con Energía Estratégica resaltó el impacto potencial de esta propuesta y los pasos necesarios para su implementación. “En Perú, el hidrogeno todavía está en una etapa temprana, pero tenemos una gran oportunidad. Desde H2 Perú, impulsamos en 2022 una ley de promoción del hidrogeno que socializamos con el Ejecutivo y Legislativo. Ahora, con esta propuesta de reglamento, queremos apoyar a las autoridades para desarrollar un marco regulatorio que permita impulsar esta industria”, afirmó.

Aunque representantes del Ministerio de Energía y Minas recibieron formalmente el documento, Maceda indicó que se están enviando cartas a otros ministerios, como los de Producción, Transportes y Comunicaciones, Relaciones Exteriores y Comercio Exterior, solicitando reuniones para explicar la estructura del reglamento. “Las autoridades ya superaron los 180 días que tenían para presentar una propuesta oficial, pero esperamos que pronto se socialice con los distintos actores del ecosistema peruano”, agregó.

Maceda también destacó la identificación de tres posibles hubs de hidrogeno verde en Perú, incluyendo Arequipa, que podría convertirse en un nodo clave para sincronizar oferta y demanda. “Aunque el marco normativo aplica a todo el país, algunas regiones como Arequipa ya han dado pasos adelante con ordenanzas municipales que priorizan el hidrogeno. Ahora buscamos conversar con actores regionales para determinar la infraestructura necesaria para el uso local y la exportación”, señaló.

Según el gerente general de H2 Perú, en el país hay al menos cuatro proyectos anunciados, dos de ellos en Arequipa, otro al sur de Lima y uno más en una cementera. “En H2 Perú tenemos un comité técnico que trabaja en desarrollar conocimiento e impulsar proyectos. Es clave pasar de ideas a conceptos y colaborar para probar tecnologías, entender su funcionamiento y desarrollar capacidades en el recurso humano”, explicó.

Finalmente, subrayó la importancia de los proyectos piloto para demostrar la viabilidad técnica y económica de estas tecnologías. “Estamos evaluando su aplicación en sectores como minería y cementeras, y colaborando con nuestros miembros para desarrollar iniciativas que generen impacto”, concluyó.

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La reciente orden ejecutiva firmada por Donald Trump, titulada «Liberando la Energía Americana«, establece un marco político centrado en los combustibles fósiles y en la eliminación de restricciones regulatorias que, según el texto, «han sofocado el crecimiento de la independencia energética estadounidense».

Este cambio de rumbo plantea dudas y retos para el sector renovable, especialmente en Puerto Rico, según Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA).

“Es un cambio de visión evidente, muy diferente al gobierno anterior de Biden. La orden ejecutiva no menciona la energía solar ni positiva ni negativamente, pero plantea una clara inclinación hacia las fuentes fósiles”, destacó Rúa-Jovet. A pesar de ello, el directivo subraya que mediante ordenes ejecutivas no se pueden invalidar las leyes existentes, como el Inflation Reduction Act (IRA), que continúa promoviendo incentivos para el desarrollo de energías limpias y manufactura local.

La orden ejecutiva instruye a las agencias federales a priorizar el desarrollo de infraestructuras fósiles y a replantear el liderazgo estadounidense en minerales raros. Según el referente de SESA, “estos minerales son críticos para las baterías, lo que podría resultar positivo para el sector de almacenamiento de energía”. Sin embargo, el impacto general para las renovables dependerá de cómo se implementen estas disposiciones en el tiempo.

Contradicciones y posicionamiento local 

La política proteccionista que promueve Trump, incluyendo posibles aranceles sobre productos importados, podría tener efectos contradictorios. “Muchos materiales fotovoltaicos provienen de China, y el sector fotovoltaico podría ser uno de los más afectados”, señaló Rúa-Jovet, haciendo alusión a las restricciones comerciales propuestas en la orden ejecutiva.

Esto genera tensiones con iniciativas previas del IRA, que incentivaban la manufactura local de productos fotovoltaicos mediante subsidios. “Es contradictorio plantear políticas nacionalistas y, al mismo tiempo, atacar medidas proteccionistas que fomentaban la manufactura local”, explicó en entrevista con Energía Estratégica.

A nivel local, el impacto político de esta nueva directriz también dependerá de cómo Jennifer González, gobernadora electa de Puerto Rico, adapte su administración a este enfoque. De acuerdo con Rúa-Jovet, González “no es antirrenovable”, pero alinea su visión con las prioridades fósiles del presidente. Aun así, mantiene un enfoque pragmático: “Ella entiende que los renovables son parte de la solución para evitar apagones y garantizar la estabilidad energética”, añade.

En su paso por el Congreso de los Estados Unidos cuando fungió como comisionada residente de Puerto Rico, Gonzáles se ha pronunciado a favor de la medición neta y el apoyo a plantas virtuales, mostrando una postura conciliadora entre las renovables y la seguridad energética. Este enfoque podría ser clave para evitar retrocesos en la transición energética del archipiélago.

Para el director de políticas públicas de SESA, la narrativa renovable debe evolucionar frente a este nuevo escenario. “En el pasado, el discurso se centraba en el cambio climático. Hoy debemos pivotar hacia narrativas de independencia energética, costos y competencia”, afirma. Según el directivo, las tecnologías de almacenamiento, como las baterías, ya pueden competir con las fósiles en términos de capacidad y confiabilidad.

En el ámbito legislativo y judicial, Rúa-Jovet anticipa desafíos. La orden ejecutiva podría generar litigios federales relacionados con el IRA, especialmente en proyectos que ya cuentan con beneficios aprobados.

“Eso puede dar pie a muchos litigios en la judicial federal, porque hay acuerdos en diferentes etapas. Yo te diría que hay algunos desembolsos de dinero o beneficios contributivos bajo el IRA a diferentes actores”, advirtió.

Visto aquello, desde la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA) anticipan un cabildeo activo tanto a nivel local como federal:

“Como SESA pronto estaremos yendo a Washington a hacer nuestras campañas de educación a legisladores republicanos para plantear nuestra visión del mundo. Y sin duda hay una fuerza y una visión ideológica fuerte, nueva, evidente, y van a haber unos procesos legislativos asociados a eso, pero no creo que vaya a ser súper fácil cambiar las cosas que se han hecho”, concluyó.

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Black & Veatch, la reconocida firma estadounidense con más de 469 GW de experiencia en proyectos de generación de energía renovable y convencional, reafirmó su plan de negocios en Latinoamérica.

Con oficinas ya establecidas en Chile, Perú y México, la compañía identifica a la región como un mercado emergente de gran potencial, de modo que busca seguir expandiéndose tanto en el rubro de la minería como en proyectos energéticos de distintas escalas. 

“No solo trabajamos en grandes proyectos, sino que lo hacemos con empresas pequeñas y medianas, adaptando las soluciones a la medida de los clientes”, sostuvo Ángela Castillo, gerenta de Desarrollo de Negocios de Black & Veatch. 

“Últimamente estamos trabajando en la región en muchos proyectos de almacenamiento, especialmente en ingeniería y diseño de parques solares y eólicos”, destacó  durante una entrevista en el evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.

Además, la compañía ha intensificado su enfoque en tecnologías como el hidrógeno verde, posicionándose como un referente global en la transición energética, considerando que ya posee experiencia en la materia, dado que se encuentra en la fase final de construcción de uno de los mayores proyectos de H2V del mundo. 

El mismo se trata de un EPC de 220 MW en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah (Estados Unidos) por el cual están asociados con Mitsubishi Power Americas y que está destinado a producir 100 toneladas métricas al día de hidrógeno, a ser almacenadas en cavernas de sal. 

A esto se suma el desarrollo de 340 MW en electrólisis distribuidos en Estados Unidos y algunos puntos de Europa, ayudarían a duplicar la capacidad de electrólisis renovable instalada en el mundo. 

Mientras que en el contexto latinoamericano, Black & Veatch enfrenta un panorama diferente. Aunque aún no se construyen grandes proyectos de hidrógeno verde, sí desempeña un papel clave en las fases iniciales de varios desarrollos dada su vasta experiencia en EPCM (ingeniería, Procurement y Gestión de la Construcción) y etapas preliminares.

“Estas fases mencionadas se dan mayormente en la región de Latinoamérica, apoyando las primeras etapas de proyectos pilotos, prefactibilidad y factibilidad, vitales para que proyectos de gran envergadura obtengan el financiamiento y finalmente vean la luz”, subrayó Castillo. 

Ya de cara al presente año 2025, la empresa planea fortalecer aún más su liderazgo en Latinoamérica, con un objetivo centrado en la expansión del mercado y respaldar los objetivos de carbono neutralidad y sostenibilidad en la región.

“Es fundamental trabajar en la transición energética, apoyar la descarbonización de la matriz para conseguir las metas de carbono neutralidad“, insistió la gerenta de Desarrollo de Negocios de Black & Veatch en el marco de la cumbre de Future Energy Summit que se celebró en la ciudad de Santiago, Chile.

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Guatemala se prepara para la Licitación PEG-5, aquella que promete ser la más grande y sostenible de la historia, al requerir en el orden de 1200 MW o más (a definirse en las bases) provenientes de fuentes bajas en carbono.  

Según anticipan los Términos de Referencia (TDR) aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), se podrá competir por contratos de Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes. 

Aquello ha despertado el interés de diversos actores del mercado, quienes observan retos y oportunidades alrededor de este proceso competitivo que se espera que sea lanzado durante este año 2025 para cubrir los requerimientos de las distribuidoras reguladas (el 60% del total de la  demanda nacional) a partir del 2030. 

El ingeniero José Germán Obiols Noval, director de Industria Energética Asociada (IEA), considera que este proceso representa un esfuerzo integral y ambicioso que destaca por incorporar tanto tecnologías renovables como generación termoeléctrica, equilibrando confiabilidad con reducción de emisiones. 

“En términos generales, la PEG-5 busca establecer las bases de un sistema energético más  robusto, eficiente y sostenible. Su diseño promueve una participación más equilibrada de plantas existentes y nuevas, optimizando costos y mitigando riesgos sociales asociados con proyectos de gran escala”, valoró el referente de la IEA. 

Dicho aquello, su balance preliminar es positivo, pero el ingeniero Obiols Noval observa que su éxito dependerá de una implementación efectiva y del fortalecimiento de la red de transmisión, aspecto crítico para soportar el crecimiento  proyectado. 

Para una competencia óptima entre tecnologías, el director del gremio que representa a los generadores termoeléctricos de Guatemala puso a consideración que la confiabilidad y estabilidad que brindan sus asociados en escenarios  de alta demanda o baja disponibilidad de renovables debe contemplarse además de la complementariedad de sistemas de almacenamiento que brindan a las renovables variables.

De allí, sería fundamental diseñar bloques que permitan la competencia en términos de  desarrollo, costos y confiabilidad, garantizando que ninguna tecnología quede en  desventaja, así como diseñar mecanismos de contratación que prioricen la flexibilidad y permitan a las renovables con almacenamiento competir  eficazmente con las térmicas.  

¿Qué mejoras se pudieran implementar? A partir de la experiencia de la Licitación PEG-4, el portavoz de la IEA, identifica varias áreas clave para fortalecer el  mecanismo de adjudicación y asegurar mejores resultados. En exclusiva para Energía Estratégica, se refirió a: 

∙ Fortalecer la confiabilidad del sistema mediante una mayor diversificación tecnológica: Es  fundamental garantizar que la competencia incluya tanto plantas existentes como nuevas.  Esto permite aprovechar la capacidad instalada que puede suministrar energía de forma  inmediata, reduciendo el riesgo de desabastecimiento a corto plazo, evitando que sigan  desinstalándose plantas existentes eficientes y por ende necesarias para el sistema que no  pueden rentabilizar su operación. Adicionalmente, incorporar nuevas tecnologías de  generación, tanto renovables como no renovables . 

∙ Diseñar un proceso de adjudicación que priorice la viabilidad y rapidez de ejecución: La PEG-5 debe priorizar proyectos que ofrezcan plazos más cortos de construcción y puesta  en marcha, especialmente para contribuir y reducir el déficit de suministro esperado para  el período 2025 y 2030. Esto requiere criterios de evaluación que contemplen tiempos de  desarrollo y capacidad de suministro de energía en el período crítico, como por ejemplo la  conversión tecnológica de plantas existentes. 

∙ Optimizar la asignación de volúmenes contratados para cumplir con las reservas: Es esencial asegurar la contratación de volúmenes suficientes para cumplir con todas las  necesidades de reservas, conforme al marco normativo vigente. Esto fortalecerá la  confiabilidad del sistema y permitirá responder eficazmente ante eventos críticos de corta  y larga duración. 

∙ Impulsar la competitividad y la eficiencia económica: Permitir la participación de plantas  existentes en igualdad de condiciones con las nuevas reducirá los costos generales de  contratación para los usuarios que están servidos por las empresas distribuidoras. Las plantas existentes, al estar operativas, ofrecen precios más competitivos y complementan  la instalación de nuevas plantas, mitigando el riesgo de su entrada en operación. Esto  también permitirá reducir el subsidio indirecto que los usuarios de las distribuidoras hacen  a los usuarios que no son atendidos por estas. 

∙ Mitigar el impacto en las tarifas: Incorporar plantas existentes, tanto renovables como no  renovables, puede reducir hasta el 100% del impacto estimado en las tarifas de los usuarios  de las empresas distribuidoras. Este enfoque asegura una transición energética equilibrada  sin comprometer la competitividad económica del país. 

∙ Simplificar procesos regulatorios y administrativos: Simplificar y agilizar los trámites de  licencias, permisos y derechos de vía, así como resolver temas relacionados con estudios de  impacto ambiental y acceso a infraestructura de transmisión, será fundamental para  garantizar la pronta ejecución de los proyectos adjudicados.  

Desde la óptica de IEA, estas mejoras contribuirán a que la PEG-5 sea más eficiente, competitiva y alineada con los objetivos de garantizar sostenibilidad y confiabilidad a la demanda de las empresas  distribuidoras y del sistema eléctrico.

¿Canibalización de precios y especuladores adjudicados? Desterrando los mitos de las subastas inversas en potencia y energía

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Norvento Enerxía, líder gallego en energía renovable y tecnología para la generación, gestión y almacenamiento de energía, ha colaborado como suministrador a través de un proyecto clave que promueve la independencia energética en sectores tradicionales en Chile.

En concreto, Norvento ha suministrado un nGM de 200 kVA, para un sistema híbrido de energía fotovoltaica e hidroeléctrica, que mejorará la gestión y el almacenamiento eficiente de energía, facilitando el arbitraje.

La solución Norvento Gridmaster Converter (nGM), es una plataforma de convertidores de electrónica de potencia que permite el almacenamiento energético y que puede operar conectada a la red, en redes débiles o en sistemas aislados y microrredes.

Esta tecnología será fundamental para optimizar la integración de fuentes de energía renovable en sistemas híbridos, demostrando cómo las soluciones tecnológicas pueden mejorar la eficiencia y la sostenibilidad en la generación eléctrica.

Tecnología gallega al otro lado del Atlántico

Este proyecto en Chile refuerza el papel de Norvento como un líder tecnológico en la transición energética a nivel internacional. Al ofrecer soluciones que permiten optimizar la gestión de recursos renovables y mejorar la eficiencia energética, Norvento demuestra una vez más su compromiso con el desarrollo de tecnologías que promuevan la independencia energética.

«Nuestros convertidores de electrónica de potencia nGM representan una oportunidad para empresas y comunidades, permitiéndoles gestionar y almacenar eficientemente sus recursos energéticos”, comenta Juan Morilla, director de Operaciones de Norvento. «Estamos comprometidos en ofrecer soluciones versátiles que faciliten la transición hacia un modelo energético más sostenible, permitiendo a nuestros clientes aprovechar al máximo las fuentes renovables disponibles y así volverse más autosuficientes.»

Sobre Norvento Enerxía

Norvento Enerxía es una empresa del sector de las energías renovables, que promueve y opera grandes plantas de energía renovable, desarrolla soluciones energéticas avanzadas para el autoconsumo C&I y microrredes y diseña y produce equipos tecnológicos para la generación, gestión y almacenamiento de energía.

Con sede en Lugo (Galicia), cuenta con cuatro décadas de trayectoria con proyectos y productos basados en una filosofía de innovación, calidad, diseño y sostenibilidad. Gracias a su experiencia, la compañía afronta los retos del futuro sector energético, 100% renovable, con el objetivo de seguir ofreciendo las mejores soluciones para sus clientes y para las comunidades con las que trabaja.

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El gobierno de Bolivia publicó la Estrategia Nacional para el Desarrollo y Uso del Hidrógeno Verde (H2V), que traza un horizonte a corto, mediano y largo plazo hasta el año 2050 para aprovechar el potencial renovable y reducir la energía térmica o fósil del país. 

El documento incluye proyectos pilotos de producción de H2V por 250 MW de capacidad de electrolizadores y hasta MMUSD 950 de inversiones (listados a continuación) que estarán a cargo de las empresas Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), que aprovecharán las ventajas comparativas de infraestructura ya existente como los ductos del sur del país y termoeléctricas que actualmente funcionan con gas natural.

• Electrolizador de 100 MW de 24 – 36 meses de implementación y MMUSD 265 – 350 de inversión estimada
• Planta de síntesis de e-metanol de 50 MW de capacidad – Complejo de plantas para producir 5460 kg/h de e-metanol de 24 – 48 meses de implementación y MMUSD 150 – 200 de presupuesto
• Planta de síntesis NH3 de 100 MW • Complejo de plantas para producir 240 toneladas/día de Amoníaco con 24 – 48 meses de implementación y MMUSD 300 – 400 de inversión. 

Y junto a una serie de acciones estratégicas y un plan de acción, darían paso a centrales industriales que “permitan lograr mayor soberanía”, según palabras del ministro de Hidrocarburos y Energías de Bolivia, Alejandro Gallardo Baldiviezo. 

En ese sentido, el gobierno proyecta que la capacidad instalada de electrolizadores alcance 1,1 GW hacia el año 2030 y 24,6 GW hacia 2050, con Inversiones necesarias de MMUSD 34,440 para satisfacer la demanda en el escenario más optimista que aproveche la generación solar y eólica.

La demanda prevista a suministrar de hidrógeno verde para los años 2030, 2040 y 2050 se estima en 0,15, 1,32 y 4,19 millones de toneladas, respectivamente, incluyendo el abastecimiento del mercado interno así como también aquellas posibilidades de exportación a futuros compradores. 

“Considerando que la demanda interna de H2V en el año 2050 será de ~1,58 millones de toneladas al año, y que el potencial de producción de H2V en Bolivia se encuentra en un rango de 2.836 a 13.896 millones de toneladas al año, se puede estimar que la cantidad de H2V exportable que podría generar el país es de entre 0,08 y 2,61 millones de toneladas al año, siempre y cuando se logre una producción sostenible y eficiente del hidrógeno”, detalla la Estrategia de H2V. 

Mientras que el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) rondaría entre USD 1,48 – 1,56 por kilogramo, en tanto que el precio de venta incluye un margen del 15% sobre dichos costos, por lo que el valor final sería de USD 1,70 – 1,79 por kilogramo. 

Aunque se aclara que para lograr un hidrógeno verde competitivo, el costo nivelado debería estar por debajo de USD 0,98 x kg hacia el año 2050. 

También se pretenden adaptar las plantas de licuefacción y gasoductos a hidrógeno verde, a fin de que dicho vector energético se mezcle con gas natural, primeramente con proyectos piloto que inicien en 5% de H2V en el año 2026 hasta alcanzar un blend de 50%  en los sectores de generación de energía eléctrica y el subsector de distribución de redes.

Incluso, se prevé un proyecto piloto de 100 MW de potencia para producir hidrógeno verde e inyectar a las redes de gas natural con el fin de usarlo en centrales térmicas o inyección directa.  

En tanto que para el sector de consumidores directos, se estima que la mezcla empiece en 2035 con un 5% de H2V y aumente progresivamente hasta llegar al 50%. No obstante, es importante destacar que dentro de este sector se incluyen las plantas de producción de Amoníaco y urea verde.

Potencial eólico y solar

El Poder Ejecutivo de Bolivia también dejó un espacio de análisis sobre la capacidad máxima que se podría instalar en el país, a fin de aprovechar al máximo los recursos naturales en todo el territorio. 

En el caso eólico, se determinó que en un área de 44.151.887.313 m2 pueden caber aproximadamente 34.431 aerogeneradores que dan lugar a una potencia total instalada del orden de 138 GW.

Mientras la energía fotovoltaica podría lograr 71,09 TW en una superficie óptima estimada de  65.619.787.311 m2 en los departamentos de La Paz, Oruro, Tarija, Potosí y Cochabamba.

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Donald Trump pateó el tablero del sector energético esta semana. Mientras las fichas se acomodan, consultores barajan escenarios posibles que den mayor claridad a inversionistas.

La declaración de emergencia energética en Estados Unidos fue uno de los aspectos mencionados por Trump el día de su toma de posesión como presidente de los Estados Unidos de América. Este movimiento, acompañado de críticas hacia la política climática de la administración Biden y su anticipo de salida del Acuerdo de Paris, dio lugar a un replanteamiento de la transición energética.

«Lo más importante ahora para Trump es garantizar el acceso a energía competitiva a los consumidores», sostiene Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors.

Carranza subraya que las medidas de impacto local tienen dos aspectos centrales: la agilización de permisos para la producción de hidrocarburos y la eliminación de regulaciones consideradas onerosas para la industria energética. Según el especialista, desde la perspectiva del presidente Trump estas medidas redefinen el enfoque de la transición energética.

«Lo central ahora es que vamos a tener que entender que la transición energética ya no solamente se entiende a partir de una mayor participación de generación renovable y limpia en los sistemas energéticos, sino a partir de la seguridad energética entendida como garantizar energía a los consumidores a precios competitivos», enfatiza.

En este contexto, Carranza destaca que el giro en la política energética estadounidense genera incertidumbre no solo en términos ambientales, sino también en el financiamiento de proyectos y las cadenas de suministro globales. «Habrá una desaceleración en la acción climática, lo que impactará la forma en que los gobiernos y las industrias toman decisiones relacionadas con la transición energética», añade.

México y la oportunidad en renovables

Para México, este cambio en la política estadounidense podría representar tanto retos como oportunidades. Carranza señala que la alta integración de los mercados energéticos en Norteamérica favorece la complementariedad entre los tres países de la región. «México exporta el 70% de su petróleo crudo a Estados Unidos, mientras que importa el 80% del gas natural y el 60% de los combustibles refinados desde allí», repasa Carranza.

Esta interdependencia sería clave para aprovechar el contexto y atraer inversiones hacia proyectos de energías renovables en México. «Si Trump detiene el arrendamiento de tierras para proyectos eólicos en Estados Unidos, México puede resultar atractivo para estas inversiones, siempre y cuando ofrezca certeza jurídica y reglas claras», sostiene el referente de Akza Advisors. Este planteamiento pone en relieve la necesidad de que el gobierno mexicano fomente un marco regulatorio favorable para captar capital en un mercado global más competitivo.

En este contexto, el liderazgo de Claudia Sheinbaum en la presidencia de los Estados Unidos Mexicanos podría desempeñar un papel crucial para brindar certidumbre a los inversionistas en energías renovables, su experiencia académica y de gestión de política pública vinculada a impulsar proyectos de energía solar y medidas de mitigación y adaptación al cambio climático podría fortalecer la posición de México en la carrera a las cero emisiones.

«Lo que tendrá que hacer la presidenta de México es construir reglas claras para la participación privada, de manera que las inversiones nacionales y norteamericanas vean a nuestro país como una opción segura», señala.

Algunas señales de que esto podría ocurrir están a la vista. La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico publicada a finales de noviembre anticipa que la iniciativa privada «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030» y sienta las bases para una mayor expansión de la energía solar y almacenamiento energético para la generación distribuida en autoconsumo y abasto aislado.

Guerra comercial versus complementariedad de mercados 

Otra dimensión es el impacto de aranceles anunciados en un 25% a productos provenientes del mercado mexicano y canadiense, sumado a un porcentaje superior para aquellos provenientes del gigante asiático. Según repasa el consultor hay una impresión del gobierno de Estados Unidos negativa con respecto al papel de sobre todo de China en las cadenas de suministro en el sector energético, pero también lo cierto es que también para Trump la prioridad es que los precios de la energía en Estados Unidos no se incrementen, por lo que no cree que los aranceles se fijen para socios comerciales como México y Canadá en este sector estratégico como el energético.

«La integración y complementariedad de los mercados energéticos en la región favorecen decisiones coordinadas para garantizar precios bajos y accesibles para los consumidores», afirma. Esta colaboración sería esencial para mantener la estabilidad en un sector crítico.

«Las cadenas de suministro en el sector energético en Estados Unidos dependen del suministro que llega de Canadá en términos de recursos minerales principalmente, y de ciertos productos manufacturados en México que son sus socios comerciales. Entonces, en esa misma tesitura, uno podría pensar que el establecimiento o la imposición de ciertos aranceles a productos de otros países que participan en la cadena de suministro energético en Estados Unidos implicaría un incremento en los costos finales para los consumidores y, por la prioridad que tienen los consumidores en el tema energético en Estados Unidos, yo no observo que vayan a poner aranceles a productos que están integrados en las cadenas de proveeduría de productos energéticos en Estados Unidos», explica Carranza, compartiendo una postura que refuerza la necesidad de que México diversifique su oferta y fortalezca su posición como proveedor confiable en el mercado energético regional.

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AE Solar, premiada marca alemana con más de 20 años de experiencia en el sector fotovoltaico, continúa fortaleciendo sus negocios, manteniendo una presencia activa en más de 100 países y adaptándose a las necesidades del mercado global. 

José Montoya, sales manager de la compañía, participó del evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone y destacó la importancia de ofrecer un portafolio diversificado que abarquen tecnologías de módulos solares, según las solicitudes de los clientes.

Tal es así que en su compromiso por equilibrar innovación y accesibilidad, AE Solar ofrece módulos con tecnologías PERC, TOPCon y HJT que alcanzan eficiencias del 21.3 %, 22.6 % y 23 %, respectivamente.

“Por ejemplo, seguimos fabricando módulos policristalinos ya que los clientes solicitan tecnologías PERC, aún cuando es una tecnología anterior, dado que aún tiene muy buena aceptación por su tasa – beneficio – costo, especialmente en aplicaciones monofaciales”, remarcó. 

“Por otro lado contamos con tecnología TOPCon por el gran desempeño y durabilidad a futuro, pensando en clientes más comerciales e industriales; como también soluciones de gran escala y gran tamaño que generan tanto amperaje y que son necesarios para generadores utility scale”, añadió.

Además de su enfoque en ese tipo de soluciones, desde la compañía enfatizaron en el rol de la energía agro – voltaica en Latinoamérica, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y actividades agrícolas y ganaderas.

Y de la mano con el equipo de investigación en Alemania, ya lograron generar el módulo TERRA, diseñado para aplicaciones de esa índole, de modo que disminuye hasta 75% la probabilidad de microfisuras, porque a la configuración de las celdas (de geometría rectangular) le efectuaron un giro de 90° para que el lado largo de la celda vaya paralelo al lado largo del módulo. 

Es decir que dicho módulo bifacial se instala verticalmente, sirve a modo de cerca y, al dejar de estar inclinado, aporta más espacio para pastoreo, cosechas, tractores y demás actividades agrícolas; sumado que, al tener esa posición de la celda paralela al módulo, posee más flexibilidad y puede adaptarse a pequeñas deformaciones que se dan con las cargas de vientos. 

“Buscamos crear nuestras propias tecnologías de nicho que puedan aplicar a generaciones más específicas, como en ese caso la agro-voltaica que tomará más fuerza en países andinos, donde la cuestión agrícola es muy importante. Y con ello combinar el mercado del cultivo de alimentos y la generación de energía para que sean más eficientes y atractivos financieramente para el cliente final”, subrayó Montoya. 

Por otro lado, el sales manager de AE Solar puso foco en la importancia de la generación distribuida como herramienta fundamental para fortalecer la sostenibilidad energética, particularmente para aquellos lugares alejados donde resulta dificultoso instalar líneas de transmisión.

Bajo ese contexto, acentuó en la importancia de que las regulaciones respalden el avance de la GD en los distintos países de Latinoamérica, a fin de que los individuos generen su propia energía y encuentren soluciones que aborden desafíos específicos que no puede suplir la generación centralizada. 

«Falta un poco más de promoción y de empoderar a las personas y empresas para que puedan tener sus sistemas de generación distribuida. Para ello la legislación y las normativas son claves”, insistió durante el evento FES Southern Cone. 

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) lidera una ambiciosa iniciativa para consolidar un nuevo Acuerdo Multipartidario de Energía que defina el futuro de Uruguay hacia 2050, con el consenso de todos los sectores políticos. 

Diego Oroño, presidente de AUDER, conversó con Energía Estratégica y resaltó la necesidad de actualizar el compromiso asumido en 2010, durante la gestión de José Mujica, que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada para la primera etapa de transformación energética del país. 

El acuerdo de 2010 marcó un punto de inflexión en la matriz energética uruguaya, posicionando al país como referente regional en la adopción de energías limpias. Por ello es que AUDER busca ampliar el horizonte con una estrategia que integre mayores niveles de generación renovable, la validación de la hoja de ruta del hidrógeno verde (convertida en ley meses atrás) y objetivos claros para la movilidad eléctrica y la generación distribuida. 

«El leitmotiv que empujaremos mucho en los próximos meses y años es conseguir un nuevo Acuerdo Multipartidario en Energía de cara a 2050. Ya lo hemos empezado a hablar con el gobierno entrante y el saliente”, aseguró. 

“Si queremos una política energética al 2050, la hoja de ruta de hidrógeno verde debería ser parte fundamental», enfatizó Oroño, destacando la relevancia de incluir a la estrategia que proyecta que, en las próximas décadas, la producción de hidrógeno a nivel nacional podría acercarse a un millón de toneladas por año, lo que requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable (9 GW solares y 9 GW eólicos) y 9 GW en electrolizadores.

El reciente cambio de gobierno ofrece una oportunidad única para fortalecer el diálogo. El presidente electo, Yamandú Orsi, asumirá en marzo de 2025 y ya designó a Fernanda Cardona como nueva ministra de Industria, Energía y Minería (reemplazará a Elisa Facio) y a Edgardo Ortuño como ministro de Ambiente (en sustitución de Robert Bouvier).

Por lo que AUDER realizará encuentros estratégicos con las autoridades para exponer sus propuestas y coordinar acciones conjuntas, con el objetivo de establecer un diálogo directo que permita avanzar en los temas prioritarios del sector.

Asimismo, resta conocer quiénes quedarán al frente de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) y la Dirección Nacional de Energía tras el cambio de gobierno. Y se espera que la definición de nombres se dé entre la última semana de enero y comienzos de febrero. 

Además de las reuniones con el gobierno entrante, la asociación ha mantenido conversaciones con figuras clave del gobierno saliente, como la propia Elisa Facio y Omar Paganini, actual canciller y exministro de Industria, Energía y Minería. 

“Hemos manifestado en decenas de oportunidades la importancia de mantener el diálogo continuo para garantizar la estabilidad y el crecimiento del sector”, apuntó Oroño.

El panorama actual presenta desafíos significativos, dado que si bien Uruguay logró avances notables en el ámbito renovable, el ritmo de incorporación ha disminuido en los últimos años, de modo que sólo se anunciaron dos licitaciones para el parque solar Punta del Tigre (Teyma resultó ganadora) y el proyecto fotovoltaico en Cerro Largo (licitación vigente).

Mientras que el sector privado ya tiene la oportunidad de realizar acuerdos entre sí, pero hasta el momento sólo se firmó un contrato PPA entre las empresas Coca-Cola FEMSA y Atlántica Sustainable Infrastructure para el Parque Solar Albisu I (14 MWp de potencia). 

Como consecuencia, Oroño considera que los esfuerzos recientes son insuficientes y que existe una ventana de oportunidad a partir del elevado crecimiento de la demanda, suscitado principalmente por la instalación de datacenters y el minado de criptomonedas, que requieren un suministro energético constante y de alta intensidad.

En paralelo, la generación distribuida enfrenta obstáculos derivados de cambios en los beneficios fiscales y en la estructura tarifaria, a la par que el presidente de AUDER resaltó que temas como la movilidad eléctrica, la acumulación de energía y la eficiencia energética deben ser tratados con urgencia en el marco del nuevo acuerdo multipartidario.

Por ende, el presidente de AUDER insiste en que “la mesa está servida” para construir un pacto sólido, con el respaldo de todos los sectores políticos, sociales y privados a fin de continuar la senda de la segunda transformación energética. 

“Tengo esperanza de que en estos próximos dos años podremos conseguirlo. El objetivo es producir un documento estratégico que, aunque breve, sea contundente y específico. No debe ser un manifiesto de 100 hojas, pero sí un plan claro con titulares como renovables, hidrógeno verde y movilidad eléctrica, que defina las prioridades del país”, concluyó. 

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La redefinición de leyes secundarias en el sector eléctrico son un próximo paso crítico para la implementación de cambios estructurales que impulsa la administración de Claudia Sheinbaum tras el paquete de reformas constitucionales aprobadas en el último trimestre del 2024. 

“Son varias leyes que se van a modificar, que en realidad echan para atrás en una buena parte la reforma del 2013, aunque se mantiene la inversión privada pero acotada y con reglas muy claras, mientras se fortalece a las empresas públicas para el beneficio del pueblo de México”, declaró la presidente Sheinbaum, anticipando que próximamente explicará en detalle en qué consistirán esas nuevas reglas, durante las conferencias de prensa denominadas «mañaneras del pueblo».

Los plazos establecidos subrayan la urgencia de esta tarea legislativa. La primera modificación constitucional aprobada en octubre de 2024 en materia de sectores estratégicos exige que las leyes secundarias estén listas como máximo en 180 días; es decir, antes del 29 de abril de 2025.

Por su parte, aquellas presentadas en diciembre, donde se incluye el tema de duplicidad, simplificación y digitalización de los procesos, y que abarca la extinción de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), deben concretarse hasta en 90 días; lo que sería antes del 21 de marzo de 2025.

Para finales de este mes de enero deberían ingresar a las Cámaras de Senadores y Diputados las propuestas legislativas de estas leyes para dar cumplimiento a las fechas propuestas. Así lo anunciaron desde la Secretaria de Energía (SENER) liderada por Luz Elena González Escobar, durante los primeros foros del Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2025-2030 llevados a cabo la semana pasada. 

Haciéndose eco de aquel anuncio, Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), afirmó: “A finales de este mes conoceremos los proyectos de leyes secundarias que permitan llevar a cabo la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico”.

Este referente empresario que asistió a los foros y mesas de trabajo del PND, comunicó a Energía Estratégica que ya tienen visualizado los temas y las fechas en las que tienen que concretarse estos cambios constitucionales. 

De acuerdo con Gilberto Sánchez Nogueira, los tiempos para desarrollar un marco normativo robusto y balanceado son un desafío enorme, especialmente porque las decisiones que se tomen afectarán tanto a las grandes inversiones como a los pequeños generadores de energía. 

Y es que la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico abarca desde elevar el límite a 0.7 MW para instalaciones exentas de permisos y fijar entre 0.7 MW a 20 MW para abasto aislado destinado a polos de desarrollo y nuevos parques industriales, hasta definir que los privados «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030», bajo el lineamiento inicial de no superar el 46% de participación en el mercado de generación eléctrica.

Visto aquello, el vicepresidente de ANES pronostica que si bien en este mes de enero se den a conocer las propuestas de cambios de leyes secundarias en materia eléctrica y se aprueben posiblemente durante el primer semestre del año, se necesitará de más tiempo para implementar los cambios en la normativa y regulación asociada. 

“De ahí se empiezan a derivar las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para poder aplicar los modelos de nuevas formas de generación, los cambios del incremento de la generación exenta, la interconexión de centrales eléctricas, entre otras cosas”, repasó.

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En el marco del Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Luis Contreras, director ejecutivo para Latinoamérica y España de Yingli Solar, destacó la firme apuesta de la empresa por la tecnología N-Type TOPCon, subrayando que esta es y será un pilar clave en el avance de la industria fotovoltaica.

“Definitivamente nosotros apostamos por la tecnología N-Type TOPCon”, afirmó Contreras. Esta tecnología, que Yingli Solar desarrolla desde 2009, ha evolucionado significativamente y se posiciona como una mejora respecto a la célula N-Type.

“Básicamente lo que ofrece es una mayor durabilidad, menor degradación, mayor eficiencia y mejor comportamiento a distintas irradiancias y temperaturas”, explicó el ejecutivo.

Contreras señaló que esta tecnología responde a una tendencia consolidada del sector, en la que las células se basan en el formato N-Type. Yingli Solar se enfocará en el diseño de tres familias de módulos para distintas necesidades del mercado: células cuadradas de 182 mm, células rectangulares de 182 mm y células de 210 mm, llegando a un máximo de 715 W de potencia, hasta la fecha.

Retos del sector fotovoltaico y la competencia en un «océano rojo»

Contreras reflexionó sobre el panorama actual del sector, marcado por la alta competencia entre fabricantes de módulos fotovoltaicos. Según el ejecutivo, la capacidad de producción global triplica la demanda, creando lo que describe como un “océano rojo”. En este contexto, Yingli Solar apuesta por diferenciarse no solo a través de la tecnología, sino también con un enfoque sólido en el servicio.

“En el caso de Yingli Solar el objetivo no solamente es vender mucho sino vender bien e ir de la mano de clientes estratégicos que realmente entiendan que esto va de sostenibilidad y de que sea una relación fuerte a largo plazo, con los proveedores mirando aguas atrás es algo parecido. Entonces hay que tener una cadena estable, con acuerdos estables lo más posible, con una transparencia que dé seguridad al mercado y seguridad a los inversores para poder seguir sobreviviendo en este mercado”, profundizó Contreras.

De allí, subrayó que los fabricantes deben priorizar la sostenibilidad económica de sus operaciones. “Damos garantías por 30 años; si ofrecemos precios que no son sostenibles con los costos de producción y ese servicio, no es sostenible”, enfatizó.

Crecimiento en mercados clave y desafíos logísticos

En cuanto a los planes de la empresa, Contreras subraya que el crecimiento en Latinoamérica es una prioridad para Yingli Solar. Países como Colombia, Chile, Perú, Argentina y República Dominicana en el Caribe, están en el radar de la compañía, con un enfoque estratégico adaptado a las características de cada mercado. “Nuestro objetivo es vender cuanto más panel fotovoltaico posible”, destacó Contreras.

Además, abordó las dificultades que plantea el aumento de los precios de los materiales y la logística global. Según Contreras, la volatilidad en los costos y las tasas de cambio afectan significativamente al sector.

De cara al futuro, Contreras resaltó que Yingli Solar seguirá enfocándose en mejorar la eficiencia y durabilidad de sus paneles, junto con la sostenibilidad de la cadena de valor.

“El fabricante fotovoltaico tiene el deber de producir paneles que tengan mejores prestaciones tanto en eficiencia como en comportamiento en distintas situaciones”, manifestó en FES Southern Cone. Asimismo, hizo un llamado a los desarrolladores y demás actores de la industria a fomentar relaciones estratégicas y sostenibles a largo plazo. “Esto va de sostenibilidad y de construir relaciones fuertes a largo plazo”, concluyó.

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Solis, fabricante líder en tecnología de inversores string, acompañó el evento FES Chile que fue organizado por Future Energy Summit (FES) y que reunió a más de 400 referentes del sector renovable de Latinoamérica en la ciudad de Santiago. 

Marco Ricci, jefe de Desarrollo de Negocios LATAM de Solis, brindó una entrevista destacada durante la cumbre y reafirmó el plan de la compañía para la región para satisfacer la demanda de energía limpia y ofrecer soluciones robustas. 

“La estrategia comercial es trabajar de la mano con partners locales, que dispondrán de un stock local, un departamento de ingeniería muy preparado para atender la demanda de pre-ingeniería y post venta; sumado a un equipo creciente de ingenieros dedicados a servicios y productos”, indicó. 

La compañía, que emplea a más de 1.000 ingenieros dedicados a investigación y desarrollo, ofrece un vasto abanico de productos, que permite anticiparse a las necesidades de los mercados globales, especialmente en sectores que demandan soluciones de almacenamiento energético y más innovación tecnológica por el lado de los inversores fotovoltaicos. 

“Por ejemplo, en Colombia ya tenemos presencia local y recientemente incorporamos al equipo un ingeniero dedicado específicamente al mercado chileno, que puede dar un aporte a los partners y a grandes EPCistas, acompañamiento continuo que resulta fundamental en la cadena de valor para tener proyectos más exitosos”, agregó. 

En el caso de Chile, las recientes alzas tarifarias en sectores residencial, comercial e industrial han despertado un renovado interés en la generación distribuida. Aunque tradicionalmente el país se destacó por ser un mercado líder en utility scale, Solis ve grandes oportunidades en este nuevo contexto.

“Hay altas expectativas para la generación distribuida, un espacio que se abre para Solis gracias a nuestra amplia gama de productos que abarca prácticamente cualquier tipo de proyecto”, comentó Ricci.

Además, la creciente demanda de almacenamiento energético a nivel global también ha llevado a Solis a desarrollar soluciones avanzadas que aborden este desafío. Entre ellas, destaca la nueva serie SOLIS Solarator, una propuesta diseñada para satisfacer las necesidades de energía limpia y robusta en América Latina de cara a 2025. 

El nombre «Solarator» combina las palabras «solar» y «generador,» reflejando la esencia de esta línea de productos, diseñada específicamente para regiones con redes eléctricas inestables. Estos inversores se integran a la perfección con generadores diésel, ofreciendo una solución energética confiable, flexible e ininterrumpida.

La Serie SOLIS Solarator ofrece una amplia gama de modelos compatibles con hasta seis unidades en paralelo, asegurando soluciones de almacenamiento de energía escalables y flexibles adaptadas a diversas necesidades:

A ello se debe agregar que, durante 2025, el fabricante de origen chino celebrará su 20 aniversario como fabricante de inversores fotovoltaicos e inaugurará la ampliación de su fábrica, por la que será capaz de producir 125 GW anuales.

Sumado a que planea lanzar nuevas familias de equipos de almacenamiento para los sectores residencial y comercial-industrial, lo que promete ser un valor agregado significativo para los EPCistas y el propio mercado energético. 

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CELTEC, compañía especializada en la distribución de materiales para proyectos solares, ha consolidado su presencia en Centroamérica y el Caribe con una estrategia que combina la representación de marcas líderes y la incorporación de servicios de comisionamiento y posventa. Darío Torres García, director general de CELTEC, comentó en una entrevista con Energía Estratégica que esta expansión responde a la necesidad de ofrecer soluciones integrales a sus clientes en un mercado en crecimiento.

“Al principio comenzamos trabajando como distribuidores de LONGi, principalmente en paneles solares, pero en 2020 decidimos ampliar nuestro portafolio. Ahora también ofrecemos inversores, estructuras, cableado y todos los materiales necesarios para proyectos solares”, introdujo Torres García. Con el paso de los años lograron asegurar la distribución de equipos de marcas tales como APsystems, Solis, Soluna, PBOX, S-5!, Corigy, Siemens, Wasion, Deye y ubicquia.

Un paso siguiente en su evolución fue una alianza con Sungrow, empresa líder en inversores y baterías a nivel global. “Esta alianza nos permite gestionar la distribución de sus equipos tanto comerciales e industriales como de utility-scale y almacenamiento. Además, hemos asumido la responsabilidad del comisionamiento de proyectos con esta marca en la región”, destacó Torres García. Como parte de este esfuerzo, CELTEC ahora brinda servicios de ingeniería y puesta en marcha, posicionándose como un socio estratégico tanto para fabricantes como para clientes finales.

A partir de allí, un gran hito de CELTEC en 2024 fue lograr no solo un aumento en la distribución de inversores y paneles fotovoltaicos, sino también el comisionamiento de 78 MW distribuidos en nueve proyectos: siete de 10 MW y dos de 4 MW. “Este logro es un reflejo de nuestra capacidad para adaptarnos a las necesidades del mercado y ofrecer soluciones completas para proyectos solares de mayor envergadura”, comentó Torres García. Además, el directivo subrayó que estos proyectos marcan un precedente en la región y consolidan la experiencia técnica de CELTEC en proyectos de mediana escala.

Inicialmente enfocados en Panamá, CELTEC ha logrado una penetración significativa en otros mercados como Guatemala, El Salvador, Honduras y República Dominicana, siempre priorizando el abastecimiento rápido mediante su stock en almacenes y envíos por pedido, en el caso de distribución; y el seguimiento personalizado, en el caso de los servicios que ofrece.

Con miras al 2025, CELTEC prevé un crecimiento superior al 30% en la distribución de equipos, acompañado de una sólida expansión en servicios de comisionamiento. “Ya tenemos en nuestro cronograma el cierre de 30 MW durante el primer cuatrimestre del año, lo que demuestra nuestro compromiso con el desarrollo energético de la región”, afirmó el referente empresario. Este crecimiento proyectado responde tanto al fortalecimiento de alianzas con fabricantes como al aumento de la demanda en mercados clave.

De acuerdo con Torres García, el enfoque en el servicio posventa es uno de los principales diferenciadores de CELTEC frente a otros distribuidores. “Cuando un cliente adquiere nuestros productos, sabe que no solo recibe equipos de calidad, sino también un soporte técnico integral. Si surge un problema, nuestro equipo lo atiende de inmediato, ya sea solucionándolo directamente o gestionando garantías con el fabricante”, explicó. Este compromiso con el cliente ha permitido a la empresa destacarse en sectores como la generación distribuida y proyectos de mediana escala.

A pesar de que hasta ahora los proyectos comisionados por CELTEC se han concentrado en Panamá, la empresa ya trabaja en expandir esta actividad hacia otros países de la región. “Hemos realizado importantes avances para atender proyectos en Guatemala y esperamos seguir creciendo en Centroamérica. Nuestro objetivo es ampliar el equipo técnico y ofrecer comisionamiento en nuevos mercados, siempre alineados con las necesidades de nuestros fabricantes y clientes”, aseguró Torres García.

En cuanto a sus planes de mediano y largo plazo, CELTEC también busca establecer operaciones locales en mercados clave como República Dominicana, desde donde podría atender de manera eficiente las demandas del Caribe. “Ya hemos creado una sociedad en este país y queremos convertirla en una base estratégica para atender a nuestros clientes en la región. Dependiendo del crecimiento de la demanda, no descartamos establecer stock y equipos locales en otros mercados como Guatemala”, comentó Darío Torres García, director general de CELTEC.

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Jaime Toledo Ruiz ha sido designado como nuevo director general de ACCIONA Energía para Sudamérica, posición desde la que liderará la compañía en la región.

Toledo es ingeniero Civil Eléctrico de la Pontifica Universidad Católica de Valparaíso, MBA of Hochschule Offenburg University of Applied Sciences de Alemania y Magister en Economía Energética de la Universidad Técnica Federico Santa María.

El ejecutivo se incorporó a ACCIONA Energía en julio de 2020 al asumir la Dirección de Producción de la compañía, cargo que dejó en 2024 para ejercer como director adjunto.

Jaime Toledo aporta más de 20 años de amplia experiencia en el sector energético, con especialización en el área comercial y en la operación y el mantenimiento de tecnologías de generación fotovoltaica, eólica, geotérmica e hidroeléctrica en Sudamérica. Su experiencia también incluye trabajo en Asuntos Regulatorios y liderazgo en la gestión de relaciones con diversos operadores de red en América Latina.

Tras presidir durante 2022 y 2023 la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA A.G.), Toledo es actualmente presidente de la Asociación de Generadoras Renovables de Chile (AGR A.G.), lo que refuerza su compromiso con la transición energética y el avance de las energías renovables en el país y en la región.

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GoodWe, fabricante de inversores y proveedor de soluciones de almacenamiento de energía líder a nivel mundial, anunció un nuevo hito en su trayectoria: el desarrollo de soluciones BESS (Battery Energy Storage System) de gran escala para este año 2025.. 

“No es un desarrollo por una mera oportunidad, sino que tenemos expertise en la materia y un plan de expansión para desarrollar soluciones de utility scale”, afirmó Andrés Azula, Solution Engineer South America de la compañía, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.

“Esto significa dejar de estar tanto con productos behind the meter y estar más involucrados en almacenamiento a gran escala. Por lo que ya tenemos un pipeline para desarrollar una solución BESS de gran escala a partir del presente año”, subrayó frente a más de 400 líderes del sector renovable de Latinoamérica. 

Cabe recordar que GoodWe cuenta con una vasta expertise en el desarrollo de tecnología de almacenamiento de energía en baterías, ya que hace más de una década lanzó su primera línea de productos híbridos, en aquel entonces enfocados a nivel residencial. 

El camino continuó con el ingreso a segmentos trifásicos con baterías de baja y alta tensión, luego con foco en el sector comercial – industrial junto a productos de mayores potencias; a la par que avanzaron en soluciones on – grid, residenciales y sistemas aislados de red.

Por ejemplo, la compañía ha sido con su sistema ES, un inversor híbrido bidireccional diseñado para sistemas fotovoltaicos conectados a la red, que es compatible con la batería Lynx Home U de bajo voltaje (5,4 kWh-32,4 kWh) y otras soluciones avanzadas, como la Serie Lynx Home F y F PLUS+ de alto voltaje (6,6 kWh-16,4 kWh). 

Mientras que para aplicaciones más grandes, GoodWe también ofrece la Serie Lynx C (60 kWh) para usos comerciales e industriales, y la Serie Lynx D (5 kWh – 40 kWh) de alto voltaje.

Pero para avanzar con mejores perspectivas en la región, Andrés Azula remarcó la importancia de la elaboración y continuidad de reglas de juego claras, tanto en aquellos mercados que ya dieron pasos en la materia como en aquellos que están incursionando. 

“Se necesita una normativa urgente para incentivar la inversión en baterías y proyectos fotovoltaicos y evite restricciones por falta de planificación», advirtió. 

“Además, lo que definirá el avance de los sistemas almacenamiento, de control de potencia, de respuesta tarifa horaria, serán las redes inteligentes y la integración de las renovables a las redes eléctricas, sumado a la reducción de precios y el mantenimiento de la calidad de las soluciones”, concluyó. 

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En el marco del Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Javier Losada, Business Development Manager USA & LATAM de Solar Steel, anunció los ambiciosos planes de expansión que la compañía tiene en 2025. La apertura de una oficina permanente en la región este año será el primer paso estratégico para consolidar su presencia en América Latina.

“Quería anunciar la confianza que tenemos en el mercado chileno con la apertura de una oficina permanente en Santiago de Chile a partir de enero del 2025”, destacó Losada. Pero aquello no sería todo, a mediano plazo, la compañía también está evaluando la instalación de un almacén de piezas de repuesto y servicios de operación y mantenimiento, para pullout test.

Innovación en trackers 

Solar Steel, una división de Gonvarri Industries, que ya ha suministrado más de 23 GW en más de 45 países, busca seguir liderando la evolución tecnológica de estructuras fotovoltaicas.

El lanzamiento del nuevo tracker 2V  Compact en octubre de 2024 marcó un hito para la compañía. Según Losada, este sistema “es muy versátil, se puede colocar en cualquier sitio y, sobre todo, uno de los objetivos de esa versatilidad era la reducción de la LCOE. ¿Por qué? Porque al tener menos componentes buscamos una sencillez en cuanto al número de componentes. Reducimos hasta los dampers y lo que va a permitir es que puedas tener un ahorro, no tanto en el tracker en sí, sino en la ejecución de la obra por tolerancia y un montón de ventajas que tiene ese sistema”.

Además, el tracker 2V ha sido diseñado para terrenos más complejos y demandas específicas. “Hemos cambiado nuestra forma de calcular todo, mucho más seguro, y sobre todo por esa adaptabilidad a los terrenos. Hemos hecho unas defensas ya a 55 grados que pueden afectar cualquier tipo de terreno”, precisó Losada.

De cara a 2025, Solar Steel también presentará una nueva versión de su tracker 1V. “Lanzaremos a mediados de 2025 el nuevo 1V”, afirmó, destacando que este modelo integrará componentes preensamblados y reducirá referencias de tornillería para facilitar el montaje. “Tenemos también esa opción de remachar los sistemas directamente a módulos y muchos componentes. Y luego lo que sí tenemos son tornillos y tuercas, pero unas grafadas que no requieren arandelas ni nada, que es un montaje muy, muy rápido y muy sencillo”, añadió.

SmartCare y la revolución tecnológica

La plataforma SmartCare será uno de los pilares tecnológicos de la compañía en 2025. Este servicio, que ofrece monitorización y mantenimiento de plantas fotovoltaicas las 24 horas, está siendo potenciado con la incorporación de inteligencia artificial. “Vamos a implementar, y estamos ya trabajando en implementación de IA para el troubleshooting, que es detectar fallos y adelantarnos a todos los problemas”, explicó Losada.

Además, la ciberseguridad se ha convertido en una prioridad para Solar Steel y su matriz, Gonvarri Industries. “Es muy importante para que no haya problemas en los parques de nuestros clientes cuando intercambiamos información”, señaló el ejecutivo, quien también destacó el desarrollo de algoritmos avanzados para la optimización de los sistemas de control.

Compromiso con la sostenibilidad y garantías sólidas

Solar Steel continúa fortaleciendo sus productos para adaptarse a las demandas del mercado. “Cada día te piden más, ya te piden 40 años cuando en 40 años no sabemos dónde vamos a estar.

Para el grupo es muy importante porque 40 años de garantía para un grupo que tiene 66 años y que tiene ya las nuevas generaciones dirigiéndolo son garantías que van a quedar ahí”, afirmó Losada.

El respaldo financiero del Grupo Gonvarri también es un diferenciador clave. “Cuando firmamos una garantía, siempre es back to back con nuestros proveedores o socios. Las garantías no desaparecen, se quedan en el grupo industrial. Y si en algún momento Solar Steel desapareciera, el grupo Gonvarri no”, destacó, subrayando la seguridad que esto ofrece a los clientes.

Hacia un 2025 con más innovación y crecimiento en Chile

El mercado chileno se presenta como un escenario ideal para la implementación de estas innovaciones, gracias a su creciente adopción de tecnologías renovables. La apuesta de Solar Steel por establecer una presencia permanente en Santiago refleja su compromiso por contribuir al desarrollo energético del país.

Con soluciones avanzadas como el TracSmarT+ Compact y la evolución de SmartCare, la compañía busca consolidarse como un aliado estratégico para el crecimiento sostenible en América Latina.

“Nosotros apostamos ya desde ahora para quedarnos y, sobre todo, aportar cada uno nuestro granito de arena, intentando ajustar precios y aumentando la seguridad de los trackers y la vida útil de los mismos”, concluyó Losada.

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Arctech Solar, destacado fabricante de soluciones de sistemas de estructura fija y de seguimiento solar, fortalece su presencia en Latinoamérica con una estrategia basada en innovación tecnológica y adaptación a las condiciones locales.

En una entrevista exclusiva durante el Future Energy Summit Colombia (FES Colombia), Johan Borda, gerente de ventas para el norte de Latinoamérica de la compañía, explica que Arctech Solar ya cuenta con más de 3 GW instalados en la región.

“Llevamos seis años en Latinoamérica, con un crecimiento constante. En México superamos 1 GW instalado, en Brasil alcanzamos casi los 500 MW y en el sur tenemos alrededor de 1 GW. En Colombia ya estamos pasando los 150 MW”, manifiesta Borda.

Uno de los diferenciales de Arctech Solar radica en su capacidad para adaptarse a las necesidades de cada mercado. Según Borda, “apoyamos los proyectos con dos pilares: tecnología y experiencia”.

La diversidad de productos incluye sistemas rígidos y flexibles que permiten optimizar proyectos en función de factores como la velocidad del viento y la topografía del terreno.

“Iniciamos con trackers de tecnología rígida diseñados para soportar altas velocidades de viento, como en el norte de Colombia, el sur de Chile y el oeste de Brasil. Estos también se han instalado con éxito en el mercado dominicano”, comenta Borda.

A lo largo de los años, la compañía ha entendido las particularidades del mercado latinoamericano, lo que les ha permitido ofrecer tecnologías innovadoras y específicas. Un ejemplo reciente es el lanzamiento de una línea de trackers en Brasil, que responde a las demandas locales. Se trata del tracker SkyLight que está diseñado para optimizar costos y tiempos de instalación. Su mecanismo de accionamiento de un solo punto facilita el montaje, disminuyendo el tiempo de instalación en un 30 % y los costos asociados en un 10 %. Además, sus conectores de polímero de alto rendimiento mejoran la precisión del ajuste interno, reduciendo los costos adicionales de mano de obra. Este sistema también minimiza el impacto ambiental al requerir un 50 % menos de nivelación del terreno, lo que preserva la vegetación local y simplifica la construcción.

Adaptación tecnológica y servicio posventa

Otra de las ventajas de contar como aliado a Arctech Solar es su enfoque en el servicio técnico posventa. Según Borda, el soporte técnico del tracker es crucial debido a que cada sistema está diseñado a medida para el proyecto.

“Nos enfrentamos a retos topográficos y civiles específicos. Por eso, hemos desarrollado equipos locales en Latinoamérica. Actualmente, somos unas 60 personas en la región, de las cuales 50 están dedicadas a ingeniería”, detalla Borda. Este equipo permite a la compañía ofrecer un acompañamiento transversal desde México hasta Chile, gestionando eficientemente proyectos en toda la región.

El enfoque regional de la compañía permite transferir experiencia y conocimientos entre proyectos en diferentes mercados, lo cual fortalece su capacidad para brindar soluciones específicas y efectivas. “Hemos logrado implementar un equipo de posventa de 12 ingenieros que atienden de manera transversal los distintos proyectos en Latinoamérica. Esto nos permite ofrecer un servicio eficiente y compartir las lecciones aprendidas entre regiones”, agrega Borda.

Expansión y diversificación para el futuro

La estrategia de Arctech Solar se centra en seguir diversificando su portafolio para ajustarse a las condiciones cambiantes de los mercados de energía solar en Latinoamérica.

“Nos adaptamos a la necesidad del cliente”, subraya Borda. Esta flexibilidad tecnológica les permite no solo instalar tecnologías avanzadas como SkyLine para zonas de alta exigencia, sino también ofrecer soluciones como SkyLight que maximicen la rentabilidad en proyectos de menor complejidad.

Con más de 800 empleados en todo el mundo y una capacidad demostrada para combinar innovación y servicio técnico especializado, Arctech Solar se posiciona como un referente clave para impulsar la energía solar en Latinoamérica, en territorios tan diversos como Brasil, Colombia y Chile.

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El sistema eléctrico argentino enfrenta un desafío importante con la llegada del verano, marcado por la proyección de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de un pico de demanda de alrededor de 30700 MW durante el primer trimestre de 2025, que superaría en 1000 MW el récord histórico de febrero de 2024.

Esta proyección no significa que esa capacidad sea permanentemente demandada, pero podría alcanzarse en determinados momentos del día bajo ciertas combinaciones de temperatura y factores de consumo.

Por lo que desde la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) buscan concientizar sobre el uso responsable de la energía, destacar la complejidad del sistema eléctrico e invita a los usuarios y al sector a implementar acciones para reducir el impacto en la red eléctrica. 

“Nos enfocamos en que no se dejen equipos eléctricos encendidos cuando no se requiere su utilización o cuando no se está en esos espacios durante un largo tiempo. O mismo apuntamos a que se utilicen luminarias LED, aprovechar la luz del día y demás medidas o consejos de eficiencia energética”, indicó Claudio Bulacio, gerente de ADEERA, en diálogo con Energía Estratégica. 

“También hacemos hincapié en evitar la simultaneidad de los usos. Es decir que no haya varios equipos encendidos al mismo tiempo ya que suman demanda y genera estrés en las redes. Esto significa utilizar toda la energía necesaria pero sin derrochar”, agregó. 

Además de las recomendaciones para optimizar el consumo, las empresas asociadas a ADEERA trabajan en proyectos de modernización de las redes eléctricas, esenciales para garantizar la estabilidad del sistema en los momentos de mayor exigencia. 

Una de las iniciativas está vinculada a la conveniencia de avanzar en la incorporación de medición inteligente, que permite determinar el consumo de cada uno de los usuarios prácticamente en tiempo real; como también proponer señales económicas de que el usuario se vea favorecido si consume en horarios de menor demanda, cuando la energía es más barata. 

“Hay aproximadamente 15.000.000 de medidores, de los cuales cerca del 10% son inteligentes. Por lo que se debe tener un plan fomentado por los entes reguladores para cambiar los medidores restantes, ya que las autoridades determinan los cargos tarifarios que correspondan”, señaló el especialista. 

“Desde ADEERA planteamos un ejercicio para realizarlo en 10 años, cambiando alrededor de 1.500.000 por año. Si hubiera un plan armado, probablemente los productores de medidores se animarían a instalar fábricas en Argentina, lo que derivaría en más desarrollo de la industria y empleos”, detalló. 

El avance hacia un modelo de generación distribuida es otro de los pilares estratégicos que mencionan desde la asociación que engloba a 50 distribuidoras eléctricas del país, considerando que la inyección de excedentes de energía no sólo cambia el paradigma sino que ayudaría a mitigar el estrés de las redes. 

“Invierte el flujo y genera situaciones que deben ser tratadas con cautela para proteger a las personas, las instalaciones y el sistema en general. Pero este cambio obliga a las distribuidoras a redefinir su rol, que ya no será la mera distribución de energía, sino más bien la administración de un sistema bidireccional”, manifestó. 

Por otro lado, cabe recordar que el Gobierno argentino también ha puesto en marcha medidas para afrontar los meses críticos del verano a partir del “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026”, el cual incluye incentivos para generadores térmicos, intercambios energéticos con Brasil y Paraguay, y programas de gestión de demanda para los grandes usuarios.

Por lo que desde ADEERA continúan promoviendo espacios de diálogo y trabajo conjunto entre las distribuidoras, en pos de tener representatividad y mirada conjunta sobre algún tema concreto al momento de abordarlo en diálogos con los entes correspondientes.

Tal es así que han incorporado nuevas comisiones técnicas para abordar temas estratégicos, a fin de afrontar tanto los desafíos del verano, como también avanzar hacia un sistema eléctrico más eficiente, moderno y preparado para la transición energética.

La entrada Eficiencia y modernización: las claves de ADEERA para afrontar el verano y garantizar la sostenibilidad energética se publicó primero en Energía Estratégica.

InterEnergy Group anunció la adquisición de la filial en las Islas Vírgenes Británicas de BMR Energy Limited, parte de Virgin Group, así como sus activos en operación, sumando una capacidad combinada de 61.2 MW. Esta transacción incluye 36.3 MW de capacidad eólica instalada en Jamaica y 25 MWp en cuatro parques solares localizados en Guatemala, Islas Vírgenes de EE. UU., e Islas Caimán, con una inversión total de más de US$ 122 millones.

Con esta adquisición, InterEnergy fortalece su portafolio de proyectos renovables, ampliando su presencia en nuevos mercados. «Esta expansión nos acerca con un paso decisivo hacia nuestra meta de descarbonización, con soluciones sostenibles que combinan energía renovable, tecnología de almacenamiento de vanguardia, movilidad eléctrica y gas natural, como el combustible de transición menos contaminante«, declaró Rolando González Bunster, presidente y CEO de InterEnergy Group.

En Jamaica, este compromiso se consolida con el parque eólico BMR Jamaica Wind de 36.3 MW, localizado en St. Elizabeth, al sur de Malvern. Consta de 11 turbinas Vestas modelo V112 de 3.3 MW cada una, e inició operaciones en julio de 2016. Este activo se suma a los 250 MW de energía térmica que ya gestiona Interenergy en el país, marcando un avance clave en la diversificación de su matriz hacia fuentes renovables.

Los proyectos solares adquiridos incluyen SIBO – Green Solar (7.0 MWp) en Zacapa, Guatemala; Spanish Town (5 MWp) en St. Croix y Donoe (6.4 MWp) en St. Thomas, Islas Vírgenes de EE. UU.; y Bodden Town (6.5 MWp) en Islas Caimán. Cada proyecto vende su energía bajo contratos de compraventa a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés) con distribuidoras locales, asegurando estabilidad y eficiencia operativa.

Estos proyectos pasarán a formar parte de los activos energéticos renovables y de bajas emisiones del grupo, que hoy en día representan más del 80% de su portafolio de 2.4 GW, incluyendo proyectos en operación y en construcción. Esto reafirma el liderazgo de InterEnergy en el desarrollo sostenible y su compromiso con la promoción de un futuro energético más limpio en la región. Por más de 30 años, la empresa ha establecido una sólida presencia en mercados clave como República Dominicana, Panamá, Jamaica, Chile y Uruguay, proporcionando energía confiable y renovable a millones de personas.

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Con resultados que marcan un antes y un después en la transición hacia energías sostenibles, el proyecto Energía Solar ¡Para Economías Populares! concluye el año 2024 con avances significativos para la región Caribe. Liderado por el Ministerio de Minas y Energía y ejecutado por el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), este proyecto ha logrado seleccionar 93 beneficiarios de los 100 establecidos para la primera etapa.

De los 93 seleccionados, 80 comercios estratos 1, 2 y 3 ya cuentan con sistemas solares fotovoltaicos instalados. Los comercios ya 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, Valledupar 9, Bosconia 9, Curumaní 3, Sincelejo 7, Cartagena 4 y Montería con 4. El objetivo es finalizar el mes de enero de 2025 con los 20 sistemas solares restantes implementados en su totalidad.

En total, se han instalado 320 kWp impactando directamente en la economía de los beneficiarios, quienes proyecta una reducción promedio del 50% en sus consumos de energía eléctrica, lo que representa un alivio significativo para sus negocios y familias. Entre otras estimaciones, una vez completada la primera etapa, se esperan ahorros en consumo de energía de 100 a 400 kWh/mes y una disminución aproximada de 173 toneladas de emisiones de dióxido de carbono (CO₂) durante el primer año.

Además de las instalaciones, el proyecto ha llevado a cabo capacitaciones diseñadas para orientar a los beneficiarios en el uso adecuado y el mantenimiento de los sistemas solares fotovoltaicos. Estas sesiones tienen como objetivo garantizar la máxima eficiencia de los equipos y extender su vida útil. Asimismo, se ha dispuesto un canal de atención para resolver dudas e inquietudes, asegurando la sostenibilidad de las soluciones implementadas a largo plazo.

«Estoy muy feliz porque por fin, tenemos una energía limpia y más económica que realmente alivia el bolsillo. Antes, las facturas de luz eran un peso enorme, pero ahora ese dinero lo puedo usar para otras cosas importantes o incluso ahorrar un poco. Es una tranquilidad saber que este proyecto nos apoya de verdad y hace una diferencia en nuestra vida diaria”; indicó Yassid Rizo Bautista, propietario de Provisiones Teurama en Valledupar.

Por su parte, la directora ejecutiva del FENOGE, Ángela Álvarez, expresó su satisfacción al ver los avances y beneficios de este proyecto que va cumpliendo su ciclo en la región Caribe: «Estamos muy orgullosos de lo que hemos logrado con Energía Solar ¡Para Economías Populares! y aún más emocionados de que los pequeños negocios cuenten con alternativas de energía más económicas y sostenibles. Es inspirador ver cómo ellos se convierten en protagonistas de la Transición Energética Justa y cómo fortalecen sus negocios con los ahorros que están generando gracias a los sistemas solares fotovoltaicos.”

Para el próximo año, este proyecto en su etapa 2 extenderá su impacto a más de 900 comercios de economía popular en diversas regiones del país, ofreciendo un incentivo del 60% o hasta $20.000.000 de pesos para la implementación del sistema solar fotovoltaico. Esta etapa se prevé finalizar para el mes de diciembre de 2025.

Para esta etapa, las actividades estarán dirigidas tanto a unidades residenciales de estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, como a comercios de economía popular. Los beneficiarios podrán seleccionar la empresa encargada de implementar los sistemas solares fotovoltaicos dentro de una bolsa de empresas implementadoras, así como establecimientos de crédito que les brindará el 40% del financiamiento.

Para garantizar el éxito del proyecto, se tendrán en cuenta factores clave como la normalización de redes eléctricas, el análisis estructural de las edificaciones, los estudios de sombra, el dimensionamiento adecuado de los sistemas solares y la elección de la ubicación óptima, asegurando que cada solución cumpla con las especificaciones técnicas y la potencia necesaria para maximizar los beneficios.

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Inicia un nuevo capítulo en la historia de energética mexicana, que estará marcado por cambios en la política, legislación y regulación. En atención a esto, Future Energy Summit (FES), la gira internacional de encuentros para líderes del sector renovable, presenta un nuevo evento destinado a explorar oportunidades de negocios con tecnologías eólicas, solares, almacenamiento en baterías e hidrógeno, durante este sexenio.

Bajo el nombre de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico) stakeholders se reunirán para analizar la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico propuesta por la nueva administración de gobierno, así como las actualizaciones en las leyes secundarias, normas y regulaciones que deberán ser revisadas tras la reforma constitucional en materia eléctrica.

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Esta será la segunda edición de FES Mexico. La primera, llevada a cabo en 2024 tuvo gran receptividad por parte de representantes del ámbito público y privado local. En esta ocasión, se esperan más de 500 asistentes al encuentro que se llevará a cabo el 11 de marzo del 2025 en Ciudad de México. Entradas early bird disponibles.

Ya confirmaron su participación empresas de renombre en el mercado mexicano como Acclaim Energy, Alurack, DIPREM, Engie, Enlight, Envases, Growatt, JA Solar, Nordex Acciona, RER Energy Group, Risen, Telener 360, Trina Solar y Vive Energía. Así como, gremios civiles y empresarios tales como la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Hidrógeno (h2 Mexico).

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FES Mexico contará con un salón de conferencias donde se promoverá el debate entre distintos actores del sector sobre temas de interés que incluyen: perspectivas para acelerar la incorporación masiva de renovables en México, ampliación del límite a 0,7 MW para instalaciones exentas de permisos, nuevos desarrollos en abasto aislado hasta 20 MW y la posibilidad de adicionar entre 6,400 MW a 9,550 MW de capacidad renovable privada al 2030.

Algunos de los paneles destacados serán: Visión de CEOs sobre el futuro energético de México; Energía eólica onshore como aliada de una matriz renovable en México; El impulso privado al sector renovable – tecnología, inversión y grandes consumidores; Perspectivas para la Generación Distribuida en México; entre otros.

Además, habrá a disposición espacios de networking donde los distintos asistentes podrán pactar reuniones y explorar sinergias para impulsar nuevos negocios sostenibles durante este sexenio. Adquiera hoy su entrada early bird y acceda a precios preferenciales.

Conozca a algunos de los Speakers confirmados:

• Felisa Ros – CEO México & Latam – Engie
• Jose Antonio Aguilar – Director General – Vive Energía
• Héctor J. Treviño – Director Ejecutivo – AMDEE
• Yolanda Villegas – Directora Legal de Compliance y RR II – Envases
• María José Treviño – Directora General – Acclaim Energy México
• Israel Hurtado – Presidente – Asociación Mexicana de Hidrógeno
• Manuel Ahumada – Socio Director – Enlight México
• Carla Ortiz – Country Manager – RER Energy Group

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Revive nuestro último Summit, #FESMEXICO aquí:

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Con el objetivo de elaborar un Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2025-2030 inclusivo y estratégico, la Secretaría de Energía (SENER) organizó esta semana dos Foros de Consulta Pública en Tampico, Tamaulipas, y en Mexicali, Baja California. Estas instancias reunieron a representantes de sectores clave, como la industria, el ámbito académico y los gobiernos locales, para abordar las prioridades energéticas del país mediante mesas de trabajo.

Entre los temas destacados figuraron la planeación energética sostenible, la justicia energética, la eficiencia, el cambio climático y la transición energética. Estos foros, liderados por la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, buscaron recopilar aportes que respondan a las necesidades y aspiraciones de los mexicanos.

Estas iniciativas fueron bien recibidas por el sector privado. Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), consideró positiva la convocatoria, resaltando su relevancia para generar una planificación transparente y clara en el sector energético.

“Yo veo un balance muy positivo que se abran los espacios de diálogo para poder concretar un proyecto hacia adelante. Si bien es cierto, desde el inicio del gobierno se planteó cuál es la estrategia de lo que se pretende hacer en el sector eléctrico, escuchar a diferentes actores creo que es interesante para generar un mejor PND”, introdujo Sánchez Nogueira.

De acuerdo con el referente de ANES, la posibilidad de incluir diferentes perspectivas en estas mesas es fundamental para enriquecer el proceso. Los foros no solo sirvieron para reiterar objetivos previamente anunciados por la administración actual, sino también para empezar a generar propuestas concretas sobre cómo alcanzarlos.

“Se ha planteado el qué, se ha dejado entrever el cómo, pero aún hay que trabajar en los detalles”, subrayó.

Planificación energética estratégica y el rol de la tecnología solar 

Los aportes en materia energética para el Plan Nacional de Desarrollo estarían alineados a la Estrategia Nacional del Sector Eléctrico presentada en noviembre de 2024. Sánchez Nogueira destacó los avances en esta área, señalando que con el avance de las propuestas se espera un marco más claro para proyectos de autoconsumo y generación exenta.

“Vemos mucha promoción en la estrategia nacional del sector eléctrico a lo que es el autoconsumo, tanto sistemas interconectados o no interconectados… se pretende generar reglas claras para generadores exentos que se suban de 500 kW hasta 700 kW y el sistema o la modalidad de abasto aislado interconectado a la red, que sea de 0.7 MW hasta 20 MW con procesos de trámites de interconexión que sean más expeditos”, explicó.

En los foros para el PND 2025-2030 titulados “Construyendo una República Soberana con Energía Sustentable” se dio lugar a la integración de propuestas sólidas y colaborativas en esa línea para garantizar que México avance hacia un futuro energético más sostenible y confiable.

La tecnología solar sería una pieza clave en el desarrollo energético de México, Sánchez Nogueira observó que “se buscan los ‘cómo’ integrar generación solar fotovoltaica acompañada de sistemas de almacenamiento que nos ayuden a mantener potencia firme y esto colabore con la confiabilidad del sistema eléctrico”.

Tamaulipas y Baja California: polos para el desarrollo energético

Las entidades federativas seleccionadas para estos foros iniciales se destacan por sus particularidades y desafíos en el sector eléctrico. En Tamaulipas, uno de los Estados más relevantes en términos de generación eléctrica, la energía eólica tienen un papel protagónico. Sánchez Nogueira resaltó su importancia al señalar que “el Estado de Tamaulipas y la región noreste del país es una de las grandes productoras de energía eléctrica. Específicamente la zona de Tamaulipas tiene mucha generación eólica”.

Por otro lado, Baja California, desconectada del Sistema Interconectado Nacional pero vinculada al mercado energético de Estados Unidos, representa una oportunidad para pequeñas instalaciones solares. Sánchez Nogueira señaló que el foro en Mexicali buscó identificar las necesidades particulares de esta región. “Es un sistema, digamos, aislado del Sistema Interconectado Nacional, pero que tiene una conexión con Estados Unidos, con California, precisamente para intercambio de energía”, puntualizó.

Desde la perspectiva de ANES, es esencial recuperar la planeación energética nacional para asegurar que las tecnologías más adecuadas se utilicen en las regiones donde se requieran. “Hoy la nueva administración de gobierno tiene muy claro que quieren recuperar la planeación y esto conlleva a que sea el Estado quien dirija en dónde se debe de colocar qué tipo de tecnología”, afirmó Sánchez Nogueira.

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Nextracker consolida su apuesta por el mercado chileno como una prioridad estratégica en su plan de expansión para 2025. Con una capacidad instalada actual de 3 GW en Chile y 20 GW en la región, la compañía espera que se impulsen nuevos proyectos utility scale  tras un periodo de pausa.

“Esperamos que se afiance la estabilidad que vimos entre 2016 y 2020, con muchos proyectos en ejecución”, expresó Javier Salinas, director de ventas para América Latina de Nextracker. en el marco de Future Energy Summit Southern Cone.

El objetivo de Nextracker es superar entre 1 GW y 2 GW de suministro de trackers en este mercado hacia principios de 2026. Esto se enmarca en un renacimiento de iniciativas utility scale que, según Salinas, representan una oportunidad clave en un mercado que ha demostrado ser maduro, pese a los desafíos recientes.

“Chile siempre ha sido un mercado muy estable para nosotros, con altos y bajos, pero no tanto como otros países”, destacó el ejecutivo.

Innovación tecnológica: Diferenciación y eficiencia

La estrategia de Nextracker no solo se enfoca en la expansión de sus negocios, sino también en la innovación de sus productos. La compañía ha implementado avances significativos en la optimización de sus trackers. Su tecnología TrueCapture se posiciona como un referente en la industria. Este sistema permite optimizar el backtracking y ajustar la posición de los trackers en función de la luz difusa, lo que maximiza la producción de energía incluso en condiciones climáticas desiguales.

Salinas explica: “Podemos poner el tracker en posiciones diferentes dentro de un mismo parque, diferenciando áreas con nubes de aquellas que no las tienen. Esto se logra mediante algoritmos inteligentes que optimizan la generación de energía”.

Otro de los aspectos destacados de los trackers de Nextracker es la simplicidad en su instalación, un punto crítico para proyectos en terrenos complejos como los de Chile. Salinas enfatiza: “Nuestro tracker usa fasteners de grado aeronáutico, que eliminan la necesidad de tornillos y tuercas. Esto no solo agiliza la instalación, sino que garantiza conexiones permanentes durante 30 años, sin necesidad de revisiones frecuentes”.

El diseño modular prearmado permite una instalación más rápida y eficiente, evitando la necesidad de grandes almacenes en sitio. Según el director, “es un tracker que prácticamente viene listo para ser montado, lo que reduce tiempos y costos significativamente”.

Chile, con su geografía variada, plantea desafíos específicos en términos de instalación de trackers, particularmente en terrenos con pendientes pronunciadas. Nextracker ha diseñado sus sistemas para adaptarse a inclinaciones de hasta el 15% en filas independientes y a configuraciones este-oeste sin límites teóricos. Sin embargo, Salinas advierte: “Cuando un tracker se expone más que otro, se deben realizar ajustes en el diseño para mantener la eficiencia del sistema”.

Además, la empresa se encuentra trabajando en productos integrados que consolidan el tracker, el inversor y el almacenamiento en una sola solución denominada Nextracker Power Plant. Aunque este desarrollo está en fases iniciales, ya se ha instalado en mercados clave como Estados Unidos y Australia, y vendría a ser una respuesta directa a demandas específicas del mercado chileno.

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Este lunes 20 de enero, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), en colaboración con la Embajada Británica, presentará a autoridades de gobierno una propuesta de reglamento para la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde, una iniciativa legislativa que tiene como objetivo impulsar la investigación, producción, almacenamiento, transporte y comercialización del hidrógeno verde en el país, consolidándolo como un vector energético clave.

Daniel Camac, presidente de H2 Perú, explica que el propósito de esta propuesta es “establecer todas las regulaciones y procedimientos que necesitan cada una de las entidades para enfrentar los proyectos que se presenten”. En ese sentido, la propuesta abarca mecanismos específicos para que los ministerios involucrados, como Energía y Minas, Economía, Ambiente y Transporte, desempeñen un rol coordinado en la implementación del hidrógeno verde.

Para la elaboración de la propuesta, H2 Perú contó con el apoyo técnico de la Universidad Católica de Chile, institución seleccionada tras un riguroso proceso de convocatoria. “Hemos trabajado estrechamente con ellos y ya sometimos un primer avance de esta propuesta a la opinión pública en octubre del año pasado”, comenta Camac. Este proceso incluyó más de 40 horas de entrevistas con personas clave del sector público y privado, integrando así diversas perspectivas en el documento.

La propuesta considera aspectos fundamentales como la cadena de valor del hidrógeno, su compatibilidad con el marco regulatorio vigente en Perú y capítulos habilitantes para la certificación y exportación de hidrógeno. Según Camac, “el hidrógeno tiene un papel transversal dentro de la economía, y esta propuesta busca garantizar que todos los actores estén alineados para su desarrollo”.

Aunque la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde no establece incentivos concretos, la iniciativa de H2 Perú incluye recomendaciones basadas en prácticas internacionales. “Estamos preparando un documento adicional que detalla los esquemas regulatorios que existen en otras partes del mundo para este vector energético”, explica Camac. Entre las medidas sugeridas se encuentran la depreciación acelerada, la devolución anticipada de impuestos y licitaciones que compensen la diferencia de precios entre el hidrógeno renovable y el producido con combustibles fósiles.

Pequeños y grandes desarrollos de hidrógeno en Perú 

Actualmente, en Perú hay una serie de proyectos que transitan instancias iniciales de desarrollo, algunos de los cuales aún no están en etapa de prefactibilidad. Dos de ellos, los más emblemáticos, se ubicarían en la región de Arequipa y contemplan cerca de 7.000 MW de capacidad que estará destinada para la producción de amoníaco líquido.

“El Comité Regional de Arequipa está trabajando para facilitar la instalación de estos proyectos, y estamos colaborando con las autoridades para convertir la región en un hub importante para el hidrógeno en el país,” afirma Camac.

Un tercer proyecto, cerca de Lima, explora la producción de metano sintético mediante la captura de CO2 y el uso de hidrógeno verde. Además, se están desarrollando iniciativas más pequeñas, como la integración de hidrógeno verde en procesos industriales liderados por una cementera, que ya ha comenzado con el desarrollo de una planta solar para avanzar hacia esta transición.

Entrega de la Propuesta de h2 a las autoridades 

El Departamento de Negocios y Comercio de la Embajada Británica en Lima, en colaboración con H2 Perú – Asociación Peruana de Hidrógeno, está a cargo del evento de ‘Entrega de la Propuesta de Reglamento de la Ley de Fomento del Hidrógeno Verde’ que tiene como objetivo otorgar al gobierno peruano una propuesta sobre hidrógeno verde que refleje las mejores prácticas internacionales, promueva la competitividad y la eficiencia del sector energético, y contribuya al posicionamiento de Perú como un actor relevante en la transición hacia una economía basada en energías limpias y renovables.

El evento, que se llevará a cabo el 20 de enero del 2025 a las 09:30 horas en el salón Cusco del hotel Westin, contará con una agenda de alto nivel que reunirá a expertos, autoridades, academia y representantes del sector privado para dialogar sobre el potencial del hidrógeno verde como motor de transformación energética y desarrollo sostenible en el Perú.

Aquellos interesados en asistir a este encuentro podrán requerirlo al correo: raul.best@fcdo.gov.uk

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El Departamento de Energía (DOE, por sus siglas en inglés) actualizó su informe “Virtual Power Plants: Pathways to Commercial Liftoff” o “Plantas de Energía Virtual: caminos hacia el despegue comercial”.

El nuevo documento publicado en este mes de enero recopila datos y análisis específicos sobre Plantas de Energía Virtual (VPP) contrastándolos con el crecimiento de la demanda y la capacidad de los recursos energéticos distribuidos (DER), así como con el marco político y regulatorio vinculado.

¿Cuál es la cantidad de VPP operativa en Estados Unidos? Basándose en datos más recientes del mercado, el informe de este año estima que ya hay una capacidad de 30 GW inscripta como VPP en distintos programas.

A partir de allí, el DOE pronostica la instalación de 80-160 GW de VPP al 2030, lo que representa triplicar la escala actual y permitiría cubrir entre el 10 y el 20% de la demanda eléctrica que va en sincero crecimiento.

¿Cómo se alcanzará esa cifra? La meta de capacidad de VPP se lograría mediante la inscripción en VPP del 30-50% de la nueva capacidad de DER que se espera se añadan a la red eléctrica entre 2024 y 2030. De allí, se estima que la capacidad de DER instalada en Estados Unidos aumente de un potencial 277 GW en 2025 a 422 GW en 2028.

Caso Puerto Rico: el rol de las VPP 

El informe del DOE incluye a Puerto Rico como un caso emblemático en la implementación de VPP, mediante el Customer Battery Energy Sharing Program (CBES) liderado por LUMA, para fortalecer la resiliencia y sostenibilidad de su red eléctrica.

Lanzado a finales de 2023, el CBES reportó ~7200 participantes distribuidos en 6 agregadores, quienes aportan 28 MW de capacidad disponible según cifras de noviembre del 2024. Estos participantes son compensados con $1.25 por kWh por la energía suministrada durante eventos específicos, por lo que no es menor indicar que se registraron 53 eventos en el último año, que permitió sumar 23 MWh de energía proveniente de VPP.

El programa de LUMA demuestra que es posible operar plantas de energía virtual sin contar con un Sistema de Gestión de Recursos de Energía Distribuida (DERMS) ni infraestructura avanzada de medición, lo que subraya la viabilidad de implementar este tipo de soluciones sin incurrir en costos elevados de modernización de la red.

En tal sentido, la experiencia de Puerto Rico con VPP y la priorización de adopción de recursos energéticos distribuidos (DER), que ha impulsado la instalación de sistemas fotovoltaicos residenciales y almacenamiento en baterías, ofrece no sólo valiosas lecciones para otras regiones que enfrentan desafíos similares en términos de resiliencia de la red y recuperación tras desastres naturales, sino también para el mismo mercado puertorriqueño para continuar impulsando estas alternativas sostenibles y contribuir al objetivo de triplicar las VPP en Estados Unidos.

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Mastellone Hnos. y Pampa Energía firmaron un nuevo acuerdo por la compra-venta de energía eólica en línea con su estrategia de sustentabilidad, lo cual le permite a la primera empresa mencionada que, a partir de diciembre del pasado año, el 80% de la energía consumida sea de origen renovable.

Cabe destacar que la compañía recientemente había anunciado que pasaba del 28% al 63%, un gran hito en su trayectoria, alcanzando las operaciones del Complejo Industrial Pascual Mastellone (General Rodríguez), Complejo Industrial Victorio Mastellone (Trenque Lauquen), Mastellone San Luis (Villa Mercedes, San Luis), Canals (Córdoba), Leubucó, Junín y Mercedes.

Así, como resultado de los acuerdos recientemente firmados, sumado a una serie de iniciativas implementadas por la empresa en los últimos años, la huella de carbono de la compañía se reducirá en un 24,3% desde el 2019 a la fecha.

“Hemos trabajado fuertemente en proyectos que además de mitigar el impacto de las operaciones de la compañía, contribuyan positivamente al cuidado del medio ambiente. Este acuerdo es un claro ejemplo de los proyectos de triple impacto sobre los que seguiremos apostando”, aseguró Juan Oyarzabal, Director de Operaciones Industriales de Mastellone Hnos. S.A. 

Pampa Energía suministrará el servicio proveniente de sus parques eólicos ubicados en Bahía Blanca, por un plazo de 10 años. Desde 2018, la compañía desarrolló y adquirió parques eólicos por un total de 527 MW de potencia instalada. De esta manera, sus inversiones en el sector renovable suman más de 1.000 millones de dólares.

Actualmente, la empresa es una de las mayores generadoras de energía eléctrica del país, con una potencia total de 5.472 MW, a través de nueve centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas y cinco parques eólicos.

A través de múltiples acciones e iniciativas, Mastellone Hnos. se compromete año a año con el cuidado del medio ambiente y sigue apostando por la sustentabilidad y velando por la calidad de vida de las generaciones futuras.

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Una activa participación cumplió la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile en la Jornada de Presentación de la Ley N°21.721, más conocida como Ley de Transición Energética promulgada el 20 de diciembre de 2024, organizada por el Ministerio de Energía en las dependencias del Coordinador Eléctrico Nacional.

El objetivo del encuentro fue dar a conocer las principales modificaciones en materias de transmisión eléctrica que se incorporan a la Ley General de Servicios Eléctricos y el trabajo realizado por las instituciones en torno a las resoluciones reglamentarias impuestas por esta nueva normativa, las cuales se encuentran en la etapa de consulta pública.

La Comisión fue representada por el Jefe del Departamento Eléctrico, Danilo Zurita, quien entregó las palabras de bienvenida a los asistentes, entre los cuales se encontraban los principales transmisores del sistema.

Presentaciones
Posteriormente, Rodrigo Quezada, profesional del Departamento Jurídico de la Comisión, expuso sobre los contenidos y alcances de la Resolución Reglamentaria correspondiente a la licitación de obras de transmisión por parte de los propietarios, precisando sus objetivos, el procedimiento y los plazos para llevar adelante este proceso.

Por su parte, Alonso Arriagada, Jefe del Subdepartamento de Proyectos y Acceso a la Red, comentó lo relativo a las obras necesarias y urgentes, resolución que se encuentra en elaboración, donde adelantó como se está abordando el procedimiento para su aplicación considerando las restricciones establecidas en la Ley.

Finalmente, Paulina Muñoz, Jefa de Gestión de Infraestructura del Departamento Eléctrico, detalló el procedimiento en torno al mecanismo de revisión del Valor de Inversión Adjudicado (V.I.), dando a conocer los principales aspectos de la nueva Ley, así como las exigencias y restricciones para su aplicación.

Todas las presentaciones de la CNE en la jornada las podrá revisar en este link:

https://www.cne.cl/normativas/electrica/consulta-publica/

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Se acerca la cumbre FES Argentina, que tendrá lugar el próximo 26 y 27 de febrero y dará inicio a la gira 2025 de Future Energy Summit (FES), la alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam y plataforma líder de eventos  para profesionales de las energías renovables. 

El evento se llevará a cabo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y congregará a más de 500 líderes del sector, incluyendo CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región. 

Las jornadas contarán con más de 50 disertantes a lo largo de más de 10 paneles de debate, en los que se abordarán las perspectivas 2025, el futuro de los proyectos renovables, tendencias y tecnologías emergentes en el camino de la transición energética y el el rol de las mujeres para un virtuoso desarrollo del sector, entre otros puntos.

ENTRADAS FES ARGENTINA

Tal es así que FES Argentina ya cuenta con la confirmación de diversos referentes de los sectores público y privado, quienes debatirán sobre retos y oportunidades para impulsar nuevas inversiones en República Dominicana y resto de la región.

Incluso, se destaca la participación de la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Geese, el Subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires, Gastón Ghioni y el presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan, Lucas Estrada. 

Mientras que del lado privado también se destaca la presencia de empresas de renombre dentro de la industria, ya sea porque se han adjudicado proyectos en licitaciones públicas y privadas, son fabricantes de componentes o bien impulsan iniciativas que generen un cambio sistémico hacia la igualdad de oportunidades: 

• Nahuel Vinzia – CEO – Coral Energy
• Víctor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – South América – JA Solar
• Fernando Roberto Bonnet – CEO – Central Puerto
• Héctor Erdociain – CSO & CTO – Chemik
• María Verónica Barzola – Presidenta – Asociación de Mujeres en Energías Sustentables  

ENTRADAS FES ARGENTINA                                                                                   

Además, las firmas Huawei, Trina Solar, Goldwind, Canadian Solar, Yingli Solar, PCR y Risen también acompañarán el evento FES Argentina, que promete exclusivos paneles debate y el más sofisticado networking.

No se pierda la oportunidad de asistir y adquiera su entrada para el 26 y 27 de febrero para acceder a los salones de conferencias, espacios de entrevistas y pactar reuniones para explorar sinergias y nuevos negocios.

ENTRADAS FES ARGENTINA

¡Reviva los mejores momentos del más reciente summit de FES!

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La generación distribuida se está posicionando como el motor principal del cambio energético en América Latina, de modo que fue uno de los grandes focos del mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone, que congregó a más de 400 líderes del sector energético regional. 

Marco Ricci, jefe de Desarrollo de Negocios LATAM de Solis, remarcó que la tendencia está vinculada a la implementación de regulaciones que permitan la transición energética y subrayó que 2025 será un año decisivo para los proyectos renovables conectados en redes de distribución.

“Estoy convencido que habrá un crecimiento significativo del sector, especialmente en la generación distribuida, a la par que seguramente se solucionarán diversos problemas para los grandes proyectos”, aseguró Ricci, quien observa cómo los mercados de la región avanzan hacia la implementación de regulaciones clave para transformar la estructura energética.

El caso de Perú es un ejemplo claro, con la reciente aprobación de un decreto que permite la inyección de energía generada a la red, fomentando la participación activa de los usuarios; o mismo en países en países que eliminen barreras normativas y promuevan la interconexión, haciendo más accesible el desarrollo de proyectos distribuidos. 

“Mientras que en Argentina, eliminando el subsidio a la energía y el cupo a la importación, vimos que en los últimos 5-6 meses hubo casi 50 MW de generación distribuida, cuando antes era un mercado donde el promedio era de 5 MW al año”, añadió Ricci. 

El año 2025 también marcará un hito para Solis, ya que celebrará su 20 aniversario como fabricante de inversores fotovoltaicos e inaugurará la ampliación de su fábrica, por la que será capaz de producir 125 GW anuales.

“Asimismo, en conjunto con los fabricantes de módulos fotovoltaicos, que cada vez sacan productos más potentes, el desafío será el desarrollo tecnológico para los mercados, los retos que cada uno de ellos tiene en cuanto a detalles legislativos, de redes y más”, indicó el jefe de Desarrollo de Negocios LATAM de la compañía. 

Por ello, desde Solis siguen el camino de desarrollo de nueva tecnología y recientemente la serie SOLIS Solarator como solución energética más confiable en América Latina para 2025, que satisface la demanda de energía limpia y ofrece una opción robusta para enfrentar la inestabilidad eléctrica

“Desde Solis lanzamos una cantidad importante de nuevas familias de inversores, muchos van hacia el almacenamiento (clave en el mercado), pero también es relevante entender la evolución y los proyectos de generación distribuida. Es decir, la necesidad específica de cada proyecto”, apuntó Ricci en un contexto del año 2025 en el que la GD se perfila como uno de los grandes vehículos que impulsará la transformación energética en LATAM. 

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En el marco del Future Energy Summit (FES) Southern Cone, Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para Latinoamérica de ZNShine Solar, compartió los planes y estrategias que la compañía está implementando para diversificar su portafolio en la región.

“Estamos trabajando muchísimo en atender diferentes nichos de mercado, desde módulos flexibles hasta módulos para utility de un poquito más de capacidad”, afirmó Neira, destacando el enfoque en la adaptabilidad de su oferta de productos para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.

La compañía se encuentra apostando por la eficiencia como eje central de sus innovaciones. Según la ejecutiva, “nosotros como fabricantes de módulos estamos súper enfocados en lo que es aumentar eficiencia más que aumentar tamaño. Yo siento que casi todos manejamos los tamaños estándares”. Este enfoque busca garantizar que los proyectos aprovechen al máximo las capacidades tecnológicas actuales sin comprometer la adaptabilidad.

El mercado latinoamericano se posiciona como una prioridad para ZNShine, especialmente en países como Chile, que estaría recobrando fuerza. Para este 2025, Neira señaló que “vamos a estar muy enfocados en todo el mercado PMGD en el caso de Chile y de utilities”, además de consolidar su red de distribución para el segmento de netbilling, establecido con éxito en 2024.

Por otro lado, el desarrollo de soluciones BIPV (Building Integrated Photovoltaics) estaría en auge en Latinoamérica, de acuerdo con ZNShine; por lo que la empresa está trabajando en módulos de colores para fachadas y techos, principalmente módulos negros, una tendencia muy popular en Europa que ya está ganando terreno en América. “En la parte de BIPV vamos a estar trabajando módulos de colores para fachadas, para techos también de negro, que es algo que se mueve muchísimo en Europa y ya está llegando aquí a Estados Unidos y México”, explicó Neira.

En línea con lo anterior, ZNShine también está innovando con paneles flexibles que, según la directora de cuentas claves de la región, “están pegando supremamente fuerte”, alcanzando potencias de hasta 510 W.

Todo lo anterior es una muestra de que la empresa pone un enorme énfasis en investigación y desarrollo. Según Neira, están explorando tecnologías innovadoras con grandes resultados, como el obtenido recientemente en el uso de vidrio con grafeno para reducir el impacto del soiling factor, mejorando así la eficiencia operativa de los módulos.

Retos del mercado y compromiso ambiental

El precio de los módulos siempre es un tema de análisis en sector fotovoltaico. Neira advirtió durante FES Southern Cone que “la reducción del rebate que teníamos en China ya nos afecta con un 4% más en costos, y nos anuncian que puede llegar al 13%”. Sin embargo, subrayó la importancia de una comunicación constante con los clientes para mantenerlos informados sobre los cambios en precios, eficiencia y potencia, así como llevarlos a considerar el impacto de la inestabilidad en los costos de transporte marítimo en su definición del costo total.

Pero no todo es precios. ZNShine va un poco más allá para dar respuesta a problemáticas de fondo como ser el reciclaje y se ha comprometido con la sostenibilidad con iniciativas concretas en la región. “Estamos logrando alianzas locales en cada país para empezar a trabajar el tema del reciclaje de paneles porque nos damos cuenta de que eso no es algo que va a pasar en el futuro, está pasando hoy”, aseguró. En Chile, por ejemplo, la empresa colabora con un laboratorio de renombre donde grupos como Acciona y Enel ya están efectuando ensayos que permiten reciclar hasta el 98% de los materiales de los paneles luego de su vida útil óptima para la generación fotovoltaica.

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La Sala de la Cámara de Diputadas y Diputados de Chile aprobó en general, con 97 votos a favor, 25 en contra y 4 abstenciones el proyecto de ley presentado por el Gobierno que tiene como objetivo extender la cobertura del subsidio eléctrico para familias vulnerables.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó este nuevo avance de la iniciativa y subrayó el apoyo transversal que tuvo proyecto de ley desde todos los sectores políticos.  “Quiero quedarme con la voluntad transversal que se expresó hoy de poner a las personas, las necesidades de las zonas rurales representadas por la APR y las necesidades de las familias de electrodependientes en el centro. Como Ejecutivo seguimos disponibles para tratar de construir diálogo y ojalá avanzar en votaciones más extensas todavía de las que se vieron hoy”, afirmó la autoridad.

En la sesión se dio luz verde a la creación de una sobretasa al impuesto verde a las emisiones de CO2 y al aporte fiscal a través de la mayor recaudación de IVA producto del alza de las tarifas eléctricas para financiar la ampliación de este beneficio.

Por su parte, se rechazó por un voto la creación de un nuevo cargo al Fondo de Estabilización de Tarifa (FET) con recursos provenientes de los PMGD, aunque el ministro Pardow señaló que se evaluará la posibilidad de “reponerlo o modificarlo” en el siguiente trámite en el Senado.

Además, durante la votación, se reincorporó por amplia mayoría la propuesta que busca reducir las tarifas eléctricas para MiPymes y Servicios Sanitarios Rurales mediante la creación de bolsas de precio preferente de energía, la que había sido rechazada previamente en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara.

En la sesión también se aprobó la indicación para ampliar y entregar de manera automática el subsidio para pacientes electrodependientes que se encuentran en el registro nacional, desde los actuales 50 kWh a 200 kWh mensuales.

La propuesta ahora será discutida en su segundo trámite legislativo en el Senado.

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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, recibió en Rawson al embajador de Alemania en Argentina, Dieter Lamlé. Junto a integrantes de su Gabinete, el mandatario puso en valor el vínculo estratégico con el país europeo en materia energética y productiva, y destacó el potencial de la provincia para la radicación de nuevos emprendimientos e inversiones en todo el territorio.

Durante el encuentro, desarrollado esta mañana en la Residencia Oficial, el titular del Ejecutivo chubutense y el diplomático alemán remarcaron el posicionamiento de la provincia en el plano nacional e internacional, y acordaron el desarrollo de una agenda de trabajo articulada para el fortalecimiento de las distintas industrias chubutenses, especialmente la vinculada a energías renovables.

Motor energético

Acompañado en la reunión por el ministro de Economía, Andrés Meiszner; y el secretario de Infraestructura y Planificación, Hernán Tórtola; el gobernador expuso las ventajas de la provincia “para este tipo de producción” y aclaró que “no solo tenemos los mejores rindes de viento, sino que contamos con puertos de aguas profundas que son ideales para la exportación”.

Al respecto, el mandatario precisó que las ventajas de Chubut en la generación de energías renovables “también favorecen a los inversores porque la capacidad de recuperación de la inversión es más rápida que en cualquier otra provincia de la Argentina”. En este aspecto, Torres consideró esencial “atraer financiamiento internacional para poner en marcha las obras necesarias que garanticen que Chubut siga siendo el motor energético del país”.

El gobernador habló además de la “importancia de nacionalizar el potencial eólico y el hidrógeno verde”, y reveló en ese orden que “con el transporte adecuado, podemos triplicar la capacidad y bajar los costos de la energía”.

Marco regulatorio

En el mismo sentido, y ante el interés del país europeo en “producir hidrógeno verde en la provincia y exportarlo a Alemania”, Torres se comprometió a trabajar con los jefes de los distintos bloques legislativos para impulsar la sanción de un marco regulatorio acorde para la industria.

“Vamos a coordinar una ronda de negocios internacional para el sector, nos interesa hacer un proyecto grande de hidrógeno verde en Chubut y por eso estamos muy esperanzados de que salga la nueva ley que está en discusión en el Senado nacional”, expresó Lamlé al término del encuentro.

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Donald Trump ha prometido una serie de acciones centradas en limitar el cobro de impuestos en los Estados Unidos. Algunos de los recortes fiscales incluyen la reducción de la tasa de impuestos corporativos al 15%, exenciones del seguro social y la modificación o eliminación de créditos fiscales, entre otros. 

De materializarse estas promesas, especialistas estiman que el gobierno de Trump estaría perdiendo cerca de 10.5 billones de dólares en recaudos en la próxima década, que tendrían que ser obtenidos de otras fuentes, como los aranceles sobre las importaciones. 

Ante ello, las tensiones comerciales internacionales van en aumento con la llegada de Trump a la presidencia de los Estados Unidos, el próximo lunes 20 de enero del 2025. El presidente electo ha anticipado que un posible aumento de aranceles podría ser de hasta un 10% para productos provenientes de naciones vecinas como Canadá y México y hasta un 60% para aquellos importados desde China.

Aquellos ajustes, aún pendientes de implementación, ya están sembrando incertidumbre en varias industrias, entre ellas en el sector de la energía solar, cuyas cadenas de suministro dependen en gran medida de productos fabricados en el mercado asiático.

En Puerto Rico, los suplidores del sector eléctrico están evaluando cómo estos incrementos en los aranceles afectarán los precios de los componentes fotovoltaicos importados. Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International, comentó en una entrevista con Energía Estratégica:

«Estamos preparándonos para dos escenarios: uno en el que el curso actual se mantiene y otro más severo, donde las promesas del presidente Trump sobre aranceles y tarifas impactan la industria de energía limpia renovable».

Jemaris Martes destacó que, en el peor de los casos,con unaimposición de aranceles adicionales que podrían llegar al 50% o 60% como potenciales cambios a las políticas detalladas en el IRA, en total podría reducir la cantidad de proyectos de energía renovable en Estados Unidos hasta en un 30% en la próxima década. Estas predicciones, basadas en un análisis realizado por Wood Mackenzie, afectarían  gravemente a Puerto Rico, donde el costo nivelado de energía (LCOE) de proyectos de energía renovable a gran escala ya es superior a las cifras que se encuentran en la América continental.

Además, Martes señaló que, aunque algunos distribuidores y fabricantes están considerando aumentar sus inventarios para anticiparse a los aranceles, Glenn International ha optado por una estrategia más cautelosa. «No estamos generando ‘sobre-stock’ porque hemos visto que algunos aranceles podrían aplicarse retroactivamente. Estamos educándonos de lo que está pasando en el mercado y no nos apresuramos porque sabemos que pueden haber sorpresas», afirmó.

La administración de Trump también ha dado señales de adoptar políticas proteccionistas, lo que podría afectar la importación de equipos fotovoltaicos y otros componentes clave para la industria de la energía renovable. 

De acuerdo con la especialista, las nuevas instalaciones de manufactura en Estados Unidos para paneles y celdas no serían suficientes para abastecer la demanda proyectada para la próxima década, por lo que algunos desarrolladores tendrían que pagar un sobreprecio por traer productos con altos impuestos.

Aquello no sería todo. Estos aranceles no solo afectarían a las importaciones de paneles solares, sino también a las baterías, un componente crucial en la transición energética. 

Según información que pudo relevar Jemaris Martes las tarifas para las baterías de litio provenientes de China podrían aumentar del 7.5% al 25% a partir de 2026, lo que afectaría el costo de los sistemas de almacenamiento de energía, aumentando los precios hasta en un 10% para ese año.

Ahora bien, a pesar de la incertidumbre generada por las políticas comerciales de la administración entrante, el mercado renovable en Puerto Rico no se detiene en estas instancias previas al cambio de gobierno.

“Nosotros estamos trabajando muy de cerca con la mayoría de los los desarrolladores de RFP tranche 1, hemos seguido cómo se han ido aprobando poco a poco los préstamos de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO) del Departamento de Energía (DOE), estamos esperanzados de que la mayoría sino todos los proyectos que comenzaron el proceso del LPO logren aprobación antes de que hayan cambios de mandato drásticos.

Por lo tanto, esperamos que por lo menos para mediados del 2025  haya claridad con respecto a qué desarrolladores y contratistas van a poder moverse hacia adelante con sus obras . Nosotros esperamos oficializar acuerdos y ser partícipes del suplido de equipos, material, y servicios de logística para que Puerto Rico avance en su transición hacia energías renovables”, concluyó Jemaris Martes, especialista en Desarrollo de Negocios en energías renovables de Glenn International.

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Chemik Group, líder en la fabricación de cuadros eléctricos con más 25 años de trayectoria, se posiciona como aliado estratégico para nuevos proyectos fotovoltaicos en la región.

Héctor Erdociain, Chief Strategy Officer (CSO) de la compañía, confirmó durante el Future Energy Summit Southern Cone que las expectativas para el próximo año son prometedoras. Según Erdociain, el crecimiento estará impulsado por la capacidad de la empresa para adaptarse y fidelizar a sus clientes a través de productos y soluciones innovadoras.

“No creo que se vaya a construir más que el año anterior, pero sí que nosotros prevemos un crecimiento casi de un 50% con respecto al año anterior”

“La inversión en el I+D lo que nos permite es que del mismo pastel, de la misma capacidad de construcción, absorbamos más capacidad nosotros, porque nos diferenciamos con nuestros productos”, aseguró el ejecutivo.

Soluciones integrales para la energía solar

Chemik Group, que abarca las empresas Chemik, Simeca y Chemik Automation, se distingue por su enfoque multidisciplinario y complementario. Esta estructura permite integrar experiencia en la fabricación de cuadros eléctricos, la ejecución de proyectos industriales y la monitorización de plantas solares. “La industrialización del proceso es nuestro fuerte, en lo que basamos nuestra fabricación, y en eso hemos basado todos los productos que tenemos”, explica Erdociain.

Este enfoque, respaldado por 25 GW suministrados en más de 40 países, ha posicionado a la empresa como un actor clave en el sector energético. En Chile, por ejemplo, Chemik Group ya ha suministrado 1.5 GW de soluciones solares, demostrando su capacidad para adaptarse a las necesidades del mercado local.

Innovación al servicio de la eficiencia

Chemik Group, lleva 9 años suministrando Harness en el mercado chileno. De hecho, ya cuenta con grandes casos de éxito en proyectos renovables de clientes de envergadura como Acciona.

Pero aquello no sería todo. Los Chekness, que es el equipo que monitoriza el harness, viene conquistando mercados con más de 4 GW suministrados en tres años desde su lanzamiento en 2021. Este avance tecnológico ya ha comenzado a implementarse en proyectos relevantes, como uno cercano a Arequipa (Perú), donde la empresa suministrará Chekness a un parque solar de 465 MW.

Entre las últimas innovaciones de Chemik Group también destaca el String Plus, un producto desarrollado en respuesta a problemas específicos de los clientes. El String Plus permite la integración de dos módulos adicionales por string, lo que reduce la cantidad de strings, trackers, cableados y zanjas requeridos, con gran receptividad en el mercado chileno.

“Al introducir dos módulos más por string consigues que cada 28 strings te ahorres dos trackers. Por lo tanto, hay menos strings, cableados, zanjas y menos superficie real para introducir la misma potencia. Todo ello permite ahorrar un 4% o 5% del capex total del proyecto”, explicó Erdociain durante el evento FES Southern Cone.

Desafíos y expectativas para 2025

Erdociain reconoce que el mercado solar enfrenta desafíos significativos, especialmente en regiones como la andina. “En Chile hay estos inconvenientes de incertidumbre del curtailment, de que hay que meter el storage en el mix. Bueno, pues de eso dependerá también que a nosotros luego nos compren nuestro producto, porque al final nosotros somos fabricantes y necesitamos que haya promotores que decidan invertir”, reflexiona.

No obstante, Chemik Group mantiene una perspectiva optimista gracias a su capacidad para responder a estas demandas con soluciones innovadoras. “Tenemos como 25 GW suministrados en los cinco continentes y en más de 40 países, siempre desde España. A día de hoy somos la empresa con el mayor portafolio de producto para el eBOS de un parque fotovoltaico”, concluye el CSO.

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Ibereólica, empresa española con más de 30 años de experiencia en el sector de las energías renovables, busca seguir consolidando su posición en Chile como referente de la transición energética. 

Guillermo Dunlop, CEO Latinoamérica de Ibereólica, reveló que la compañía tiene el objetivo de ampliar su capacidad instalada en los próximos años, de modo que cuenta con un vasto pipeline de proyectos renovables en desarrollo tras superar los 800 MW eólicos en operación junto a socios estratégicos en el país. 

“Tenemos un portafolio en desarrollo de alrededor de 2 – 2,5 GW y proyectos en construcción de la central termosolar de 360 MW de capacidad en Taltal (provincia de Antofagasta). De esas cifras, más de 1 GW están ready to build”, afirmó durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone. 

“Nos centramos en activos híbridos donde mezclamos tecnologías como la eólica, solar y baterías para maximizar la generación y competir con otras tecnologías”, añadió en el panel de debate “Perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur”

Es decir que la compañía se enfoca en el desarrollo de sistemas híbridos entre generación y almacenamiento que favorezcan las curvas planas y permitan ofrecer suministro energético constante durante las 24 horas del día de los 7 días de la semana. 

Por tal motivo es que se remarcó la importancia de tener soluciones adaptadas a las particularidades del mercado chileno, como turbinas diseñadas para maximizar la generación en condiciones de vientos bajos o proyectos en el desierto de Atacama, donde se exploran desarrollos de gran envergadura.

in embargo, el CEO Latinoamérica de Ibereólica también advirtió que, para garantizar el éxito de esta transición, es necesario implementar cambios regulatorios y mejorar la infraestructura de transmisión.

“Necesitamos una penetración clara de nueva transmisión del sistema eléctrico nacional para que todos los proyectos puedan instalarse”, Necesitamos que la energía renovable no cueste cero, que los costos sistémicos que están en aumento se relajen o se les reconozca a las empresas renovables”, subrayó el ejecutivo. 

El contexto global también está influyendo en los modelos económicos del sector. Mientras los precios de las baterías han disminuido considerablemente, los costos de los aerogeneradores han mostrado un ligero aumento, lo que ha llevado al mercado a un proceso de reajuste. Este cambio, según Dunlop, redefine las reglas del juego y exige estrategias innovadoras para mantener la competitividad.

“El éxito de la transición energética requiere atención y compromiso por parte de todos los actores del sector”, sostuvo Dunlop, quien también destacó la importancia de que las políticas energéticas no se vean interrumpidas por cambios en la administración gubernamental.

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El Poder Ejecutivo de Brasil sancionó la ley de energía offshore (Ley Nº 15097/2025), que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de proyectos de generación eléctrica marina, por lo que el avance de parques eólicos fuera de la costa parecería estar cada vez más cerca. 

La particularidad es que el presidente Luiz Inácio Lula da Silva vetó los artículos N° 22, 23 y 24, que no formaban parte del proyecto original y que incluían disposiciones incentivos para las termoeléctricas a carbón y gas natural.

El motivo del rechazo se debió a que el objetivo principal de la ley es “situar a Brasil como líder en la transición energética global, ajustándose a las principales tendencias de explotación de energías renovables” y que las tecnologías contaminantes mencionadas tendrían un impacto negativo en las tarifas eléctricas de los consumidores y en el “equilibrio” de las cuentas públicas. 

“Este marco regulatorio llegó en un buen momento para dar la señal necesaria a las inversiones eólicas offshore y Brasil no debía perder ese tren. Por lo tanto, estamos empezando el año 2025 con perspectivas muy favorables”, manifestó Elbia Gannoum, directora ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica), en conversación con Energía Estratégica.

“El veto del presidente fue de vital importancia. Hablamos de una política de renovables, para reducir las emisiones de CO2. No tenía sentido tener proyectos térmicos con contratación obligatoria”, agregó. 

“También fue necesario mucho coraje por parte del Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, para enfrentar las presiones e intereses específicos. En estos 25 años de carrera nunca vi una situación como esa en la que el Presidente de la República vetara lo que tenía que ser vetado en cuanto a las presiones políticas”, continuó. 

Más allá del desarrollo de nuevas tecnologías y proyectos renovables en aguas jurisdiccionales del país, el gobierno permitirá su uso para la producción de hidrógeno verde, o mismo que se vendan créditos de carbono (o activos similares) provenientes de los parques instalados.

Cabe aclarar que Poder Ejecutivo será quien deba definir las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental. 

Aunque en aquellas zonas cercanas a bloques petroleros, los operadores tendrán preferencia para obtener la subvención, debiendo ser escuchada previamente y demostrar si existe incompatibilidad entre las actividades (electricidad con exploración petrolera).

Para avanzar con la definición de las áreas correspondientes, se exigirán manifestaciones de interés (MDI), incluso en relación con la disponibilidad de un punto de interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN). 

Una vez presentada la MDI, el gobierno deberá abrir una convocatoria pública, con un plazo mínimo de 120 días, para identificar la existencia de otros interesados; y en caso de que los hubiera se buscará una composición entre las firmas presentadas o redefinir el bloque marino, presentándolo en estos casos a oferta permanente.

El contrato de cesión de uso del área offshore deberá prever dos fases: evaluación y ejecución. La primera incluye el análisis de viabilidad técnica y económica, de las externalidades de los proyectos, estudio de impacto ambiental e información georeferenciada sobre el potencial energético del bloque. 

Mientras que la segunda etapa es la propia construcción del proyecto, generación de energía, conservación del mar territorial, monitoreo ambiental de la empresa y comunicar si hubiese un descubrimiento de evidencia u ocurrencia de cualquier yacimiento petrolífero, gas natural u otros hidrocarburos o minerales de interés comercial o estratégico.

“Con esta ley el gobierno está sentando las bases para una política industrial adecuada que priorice el desarrollo de equipos dentro del país, la nacionalización de bienes de capital y una política centrada en el uso de los recursos energéticos del país, con énfasis en las renovables”, concluyó Gannoum. 

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, asistió a la Cumbre Mundial de Energía del Futuro (WFES, por sus siglas en inglés) celebrada en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Durante el evento, la empresa exhibió sus productos estrella, incluidos los módulos de tipo N, los módulos DBC y los módulos livianos, que atraen una atención significativa de los clientes de Medio Oriente y más allá.

Medio Oriente está ubicado en regiones tropicales y subtropicales, con largas horas de luz solar y alta intensidad, lo que lo convierte en una de las regiones más abundantes en recursos de energía solar del mundo. En los últimos años, basándose en la «Visión Económica 2030» y la «Estrategia Energética de los Emiratos Árabes Unidos 2050», el gobierno de los Emiratos Árabes Unidos ha implementado una serie de políticas para alentar la penetración de la energía renovable. Han establecido una plataforma regulatoria y de gobernanza responsable que favorece la innovación, la rentabilidad y las políticas favorables a los inversores en el sector energético, lo que proporciona un entorno favorable para el rápido desarrollo de la industria solar.

En la exposición, DAS Solar presenta el módulo rectangular tipo N de 720 W, el módulo autolimpiante de 630 W, el módulo DAS Black de 515 W, el módulo DBC de 470 W, el módulo de marco liviano y otras soluciones populares. Esta cartera integral potencia de manera eficiente varios escenarios de aplicación. Como empresa líder en tecnología tipo N, las células TOPCon 4.0 Plus de última generación de DAS Solar han logrado un avance en la eficiencia de producción en masa de más del 26,7 %, con un voltaje de circuito abierto que alcanza hasta 742 mV, rompiendo récords mundiales varias veces.

Con su diseño óptimo y su estrategia tecnológica líder, el módulo rectangular tipo N establece una base sólida para la cooperación de beneficio mutuo a lo largo de la cadena industrial a través de dimensiones estandarizadas. Destaca las ventajas intensivas en eficiencia, energía, fabricación, tecnología y costos de transporte, reduciendo efectivamente los costos de BOS y LCOE, asegurando la generación de energía confiable y a largo plazo durante todo el ciclo de vida.

Actualmente, DAS Solar ha creado un diseño tecnológico integral y ha formulado una estrategia de «un núcleo y tres ramas». Basándose en la tecnología de células TOPCon más avanzada y tres tecnologías de apoyo, DBC, TSiP y SFOS, DAS Solar tiene como objetivo mejorar la eficiencia de las células al 40 %. Entre ellas, el módulo DBC se basa en la tecnología de capa de tunelización TOPCon 4.0, que no solo logra una eficiencia de conversión ultraalta de más del 26,88 %, sino que también es ampliamente aplicable en escenarios distribuidos con valores estéticos excepcionales.

El problema de la acumulación de polvo en los módulos en entornos desérticos es un factor importante que limita su eficiencia y vida útil, especialmente en la región de Oriente Medio y África. Para abordar este desafío, los módulos autolimpiantes de DAS Solar cuentan con un innovador diseño sin marco de borde corto que evita eficazmente la acumulación de polvo, demostrando un excelente rendimiento en entornos arenosos. Los módulos han superado rigurosas pruebas de carga estática de 5400 horas/2400 ciclos, verificando una estabilidad sobresaliente en condiciones de carga extremas. Si bien mantienen la capacidad de carga mecánica y el rendimiento de generación de energía de alta eficiencia de los módulos tradicionales, estos módulos mejoran aún más la confiabilidad y durabilidad del producto, lo que garantiza una salida de energía eficiente en diversos desafíos ambientales.

Para los techos con capacidad de carga limitada, los módulos de media celda livianos de DAS Solar han revolucionado los conceptos de diseño tradicionales para el mercado distribuido. A través de la optimización de aspectos clave como los materiales y la tecnología de encapsulación, los módulos logran una reducción de peso del 70%, lo que no solo facilita un proceso de instalación conveniente y eficiente, sino que también exhibe un excelente rendimiento de disipación de calor. Este diseño innovador garantiza de manera efectiva la seguridad estructural y la estabilidad de los tejados de los edificios, marcando el comienzo de una era de peso ligero para la generación de energía solar.

Además, para satisfacer las necesidades de diversos escenarios de aplicación, DAS Solar presenta una nueva generación de sistemas de montaje flexibles en el evento. Diseñados para entornos naturales vastos y hostiles de regiones desérticas, demuestran una adaptabilidad extraordinaria y brindan un soporte confiable para los módulos para maximizar el uso de la luz solar. Además, con una resistencia excepcional al viento y la arena, garantizan el funcionamiento estable a largo plazo del sistema en entornos hostiles.

El modo de aplicación tridimensional de los sistemas de montaje flexibles de DAS Solar ofrece una solución excepcional para el control de la desertificación en las regiones de Oriente Medio y África, lo que destaca el papel crucial de la innovación tecnológica para impulsar el desarrollo de la energía verde.

En los últimos años, DAS Solar ha acelerado sus esfuerzos de globalización, posicionándose estratégicamente en múltiples mercados centrales en todo el mundo. Al establecer subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, la empresa ha construido con éxito una sólida red de ventas que cubre Europa, Latinoamérica, Asia Pacífico y Oceanía. Guiada por profundas estrategias de localización, DAS Solar avanza de manera constante en los principales mercados solares, con envíos globales de módulos que se ubican constantemente entre los TOP8 durante años consecutivos como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF.

Como capital y motor económico de los Emiratos Árabes Unidos, la ubicación geográfica única de Abu Dabi no solo la posiciona como una ciudad central en Medio Oriente, sino que también sirve como un puente que conecta Asia, Europa y África. Con las crecientes demandas de energía renovable, el mercado solar local está preparado para perspectivas de desarrollo más amplias. Aprovechando la oportunidad que presenta esta exposición, DAS Solar profundizará aún más su despliegue estratégico en la región MEA, facilitando la transición limpia en los Emiratos Árabes Unidos y más allá, y marcando el comienzo de un nuevo capítulo de colaboración en energía verde.

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