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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

Innovación, inversiones y futuro sostenible

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

ENTRADAS DISPONIBLES

Conexión regional y proyección internacional

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

La entrada Se acerca FES Argentina 2025: el gran encuentro de energías renovables que reunirá a más de 500 empresarios se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Grises en las adendas de contratos renegociados con generadoras privadas en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Refuerzo en la transmisión: 20 nuevas adjudicaciones en 2025

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

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

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

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

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

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

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

Reformas regulatorias para acelerar la transición energética

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada AFRY advierte sobre las “optimistas” proyecciones eólicas del PELP en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Una mirada al futuro

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inversiones privadas en infraestructura eléctrica: concesiones y financiamiento

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Detalle de las obras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Solis

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

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

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

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

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

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

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