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

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

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

Principales aportes del reglamento

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

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

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

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

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

La visión de H2 Perú

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Contradicciones y posicionamiento local 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tecnología gallega al otro lado del Atlántico

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

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

Sobre Norvento Enerxía

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Potencial eólico y solar

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

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

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

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

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

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

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

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

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

México y la oportunidad en renovables

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

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

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

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

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

Guerra comercial versus complementariedad de mercados 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Crecimiento en mercados clave y desafíos logísticos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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