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

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

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

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

Detalle de las obras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acerca de Solis

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Establecimiento de precio tope en el mercado spot 

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

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

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

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

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

Cambios en las Licitaciones de potencia y energía 

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

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

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

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

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

Cambios regulatorios para Licitaciones de Potencia y Energía en Honduras 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Interconexión Colombia-Panamá: integración con retos regulatorios

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mecanismos de arbitraje: clave para la seguridad jurídica del MER

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Próximos encuentros en tres mercados estratégicos

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

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

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

Más allá de lo técnico: una mirada de negocio

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

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

FES Storage: una apuesta por el futuro del sector

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Propuestas de Generadoras de Chile

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sobre RISEN Energy

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

Sobre MTR Solar Group

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En detalle los ocho lotes incluyen:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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