La Secretaría de Energía de Argentina publicó la Resolución SE 21/2025, que nuevamente admite a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar en el mercado a término y firmar contratos de compra-venta de energía con agentes privados, siempre y cuando tengan habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2025.

Esta normativa sigue la línea de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (aprobada en mayo de 2024) y abre la competencia dentro del mercado eléctrico mayorista, pero deja en evidencia la falta de un marco regulatorio claro para su implementación y podría repercutir en la competitividad de las renovables.

Agustín Siboldi, abogado y socio del estudio O’Farrell, analizó la situación del sector energético nacional en diálogo con Energía Estratégica y remarcó que el problema no radica en la apertura del mercado, sino en la forma en la que se ejecutó la medida. 

“A diferencia del 2015, el ritmo de la transformación del gobierno es increíblemente rápido. Viene mejorando mucho el panorama y hay mucho por mejorar también, pero ya se han ocupado. Argentina, con la sostenibilidad política de esta transformación ratificada, el proceso de inversión extranjera no tiene techo. Porque la verdad es que los recursos que tiene Argentina son increíbles”, manifestó. 

“De todos modos, sobre la nueva medida, el gobierno optó por una resolución en lugar de un decreto delegado con garantía de ley, lo que limita la seguridad jurídica de la normativa y deja margen para futuras modificaciones discrecionales. Es sorprendente salvo que el gobierno ya tenga un plan que no está dejando conocer”, afirmó. 

Uno de los impactos más inmediatos de esta decisión es que las energías renovables deberán competir con las fuentes convencionales en la firma de contratos a término. Hecho que hasta el momento sucedía parcialmente, ya que los proyectos solares, eólicos, bioenergéticos e hidroeléctricos podían cerrar acuerdos PPA en el MATER, mientras que el resto de las tecnologías sólo accedía a esta opción mediante programas específicos como Energía Plus o licitaciones de emergencia de CAMMESA. 

Por lo que con la Res. SE 21/2025, las renovables deberán disputar contratos con generadores térmicos, hidroeléctricos y nucleares que cumplan con los requisitos de la nueva normativa, en un Mercado a Término ampliado.

Esta competencia no se daría en igualdad de condiciones, ya que el sector eléctrico enfrenta un marco regulatorio incierto a comparación del panorama que sí poseen los hidrocarburos y el gas natural; sumado a que la magra capacidad de transporte disponible limita la integración de nuevos proyectos de generación eléctrica. 

“Hay interés de inversión extranjera y local en Argentina, pero faltan definiciones por parte del Ejecutivo sobre la política para el sector. Pero el gran obstáculo es el sistema de transmisión y hasta el momento no hubo solución, por lo cual quedan nichos puntuales con algún punto de acceso con capacidad remanente, pero es marginal la disponibilidad”, subrayó Siboldi. 

“Si bien la ley de Bases y otros regímenes permitirían generar marcos conceptualmente flexibles, aún no hay un marco legal establecido y claro para la expansión del sistema de transporte que permita superar las restricciones”, agregó. En similar sentido, el RIGI no parece lo suficientemente flexible como para fomentar el desarrollo de proyectos de hidrógeno, cuya escala y madurez como eventual potencial nuevo vector energético, demanda mayor plasticidad al marco legal que procure su impulso.

La semana pasada trajo las largamente esperadas novedades para el mercado eléctrico. Luego del dictado de la Res. SE 21/2025, que empezara a devolver a los generadores las definiciones comerciales propias de su actividad (posibilidad de celebrar contratos a término y de gestionar sus combustibles), la SE sometió a consulta su análisis respecto de los LINEAMIENTOS PARA LA NORMALIZACIÓN DEL MEM Y SU ADAPTACIÓN PROGRESIVA.

Sustenta tal iniciativa en dos aspectos a destacar: 

1) Desde lo legal:

(i) en el artículo 2° de la ley de electricidad 24.065 -que impone la competitividad de los mercados allí donde sea posible: oferta y demanda (transporte y distribución mantienen la condición de monopolio natural) y, el respeto a principios de igualdad, libre acceso, no discriminación y el uso eficiente de los tramos monopólicos: traslado a sus usuarios, de los beneficios de su estructura de costos (“la defensa de la competencia contra toda forma de distorsión de los mercados, al control de los monopolios naturales y legales”, art. 42, C.N.); y, 

(ii) en el artículo 162 de la Ley Bases 27.742, que “[faculta] al Poder Ejecutivo nacional a adecuar, en el plazo dispuesto por el artículo 1° de la presente ley, las leyes 15.336 y 24.065 y la normativa reglamentaria” que ratifica lo ya establecido por la ley de electricidad, “garantizando a los usuarios finales, la libre elección de proveedor” y enfatiza: “la apertura del comercio internacional de la energía eléctrica”, entre otros.

Ello se inscribe en la posibilidad que autoriza la C.N. -art. 76- de delegar al Poder Ejecutivo facultades legislativas durante la emergencia declarada por la Ley Bases, lo que nos lleva a principios de Julio de 2025. Durante tal lapso, el Poder Ejecutivo queda facultado para dictar “decretos reglamentarios”, que -cumplido el proceso de aprobación legislativa- reconocen jerarquía legal (Ley 26.122).

Aspecto crucial, ya que la remuneración de la electricidad ha sido manipulada vía resolución, por dos décadas, demostrando la necesidad de jerarquizar la normativa. La referida delegación permite tal jerarquización.

2) Desde lo técnico:

(i) “la limitada reserva disponible … de generación y transporte de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda …”

(ii) “las … condiciones de funcionamiento del MEM impiden a sus Agentes asumir las responsabilidades en materia operativa y comercial que les asigna la regulación, en tanto algunas de ellas se encuentran a cargo de CAMMESA…”

Habrá que estudiar y entender la propuesta de la SE en los LINEAMIENTOS para vislumbrar hacia dónde irán en concreto los cambios regulatorios que se esperan en el sector eléctrico. Estos LINEAMIENTOS quedan sujetos a comentarios no vinculantes por parte de los interesados, hasta los primeros días de marzo. CAMMESA deberá producir un informe durante la tercera semana de marzo.

Más allá de los cambios en la regulación, otro obstáculo para la llegada de inversiones extranjeras sigue siendo el cepo cambiario y la incertidumbre sobre qué sucederá con las elecciones legislativas de Argentina que se celebrarán en octubre. 

“Excepto para el caso de los proyectos que se encuadren en el RIGI, el cepo sigue vigente, con lo cual no hay un ingreso masivo de inversiones. De momento no hay una constitución masiva de sociedades, aunque sí es notorio el crecimiento del interés en proyectos y aumenta la cantidad de consultas y de trabajo en la materia”, apuntó el abogado y socio del estudio O’Farrell.

Incluso, el presidente de Argentina, Javier Milei, le puso fecha a la salida del cepo cambiario durante un intercambio de preguntas y respuestas en redes sociales: «En 2026 no habrá más cepo», hecho que se condice con declaraciones previas en las que calificó al mismo como una «aberración» y afirmó que nunca debería haber existido. 

Por lo que a pesar de este panorama, Siboldi apuntó que las restricciones provienen desde el lado de la macro, y que sólo restan solucionar ciertos puntos del ámbito eléctrico, más allá de esperar qué si el cepo finalmente se levanta y cómo se mantiene la sostenibilidad política.

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

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La integración de energías renovables en la matriz energética de República Dominicana avanza, pero enfrenta desafíos que podrían limitar su desarrollo. En concreto, representantes de Wärtsilä advierten que la elección de tecnologías inflexibles podrían comprometer el crecimiento de las renovables y reducir la eficiencia del sistema eléctrico.

Marcelo Barthaburu, Managing Director de Wärtsilä República Dominicana, señala que el país ha establecido objetivos ambiciosos de penetración de renovables, con una meta original del 25% para 2025 que podría ser replanteada, ya que estas tecnologías rondan el 20% actualmente. Para aumentar su participación, postula que será necesario el despliegue de motores a combustión interna y baterías.

En este punto, Barthaburu destaca que la flexibilidad del sistema eléctrico es fundamental. “Vemos que en el país las nuevas plantas que se están instalando producto de las últimas licitaciones que ha lanzado el gobierno, incluyen solo tecnología de ciclo combinado con turbinas, que es más inflexible”, advierte.

En línea con aquello, Miguel Madrid, gerente Senior de Servicios de Ciclo de Vida y Negocio Energético de Wärtsilä Centroamérica, explica que las renovables requieren tecnologías capaces de reaccionar rápidamente a la variabilidad de la oferta energética. “Nuestros motores tienen dos características importantes, que es la rapidez con la que se pueden poner en línea y la capacidad de regulación de frecuencia”, señala.

Madrid destaca que la generación térmica no solo debe garantizar sostenibilidad ambiental, sino también confiabilidad en el suministro. En este sentido, apunta que “propio de la intermitencia de las energías renovables que sucede en la red, la frecuencia se vuelve inestable”. La tecnología de Wärtsilä, agrega, permite estabilizar la frecuencia y asegurar que la energía entregada al consumidor final sea de calidad.

Barthaburu añade que, además de la flexibilidad operativa, los motores de combustión interna presentan otras ventajas, especialmente cuando operan en carga parcial. “Las turbinas en carga parcial tienden a tener menos eficiencia que los motores y con energías renovables muchas de las plantas térmicas van a tener que funcionar en algunos momentos con carga parcial”, sostiene.

Pero los motores a combustión interna no serían las únicas tecnologías a la que Wärtsilä apuesta. Para la empresa, el almacenamiento de energía es una pieza clave en la transición energética. La empresa ha desarrollado una fuerte presencia en tecnología de baterías, una solución que permite almacenar el excedente de energía renovable para utilizarlo en momentos de baja producción.

Madrid explica que la combinación ideal es motores y baterías trabajando en conjunto. “No es que estamos promoviendo motores en contra de baterías, sino que creemos que juntas ambas tecnologías son la solución ideal”, afirma. La visión de Wärtsilä es que la infraestructura energética debe integrar renovables, almacenamiento en baterías y generación térmica flexible para maximizar el aprovechamiento de las energías limpias sin comprometer la estabilidad del sistema.

Wärtsilä y su visión sobre el Plan Nacional de Desarrollo Energético

El Plan Nacional de Desarrollo para el Sector Energético 2025-2038, recientemente sometido a consulta pública, establece una hoja de ruta para la expansión de la generación y transmisión en República Dominicana. Wärtsilä ha participado activamente en el análisis del documento y ha presentado sus comentarios técnicos.

“Nuestro departamento ha hecho una revisión exhaustiva del plan y hemos hecho nuestros comentarios. Esperemos que sean bien acogidos y reflejados en una nueva versión del plan”, expresa el Managing Director de Wärtsilä República Dominicana. Desde su perspectiva, el documento hace énfasis en las baterías como solución para balancear la intermitencia de las renovables, pero considera que no se debe apostar exclusivamente por el almacenamiento, sino combinarlo con capacidad de generación altamente flexible.

Para los referentes de Wärtsilä, la adopción de tecnologías inadecuadas podría convertirse en un obstáculo a largo plazo para el desarrollo renovable. Barthaburu insiste en que si República Dominicana desea consolidar su transición energética, debe apostar por tecnologías que acompañen la variabilidad de las renovables con eficiencia y flexibilidad. “Si el país quiere aprovechar al máximo las renovables, debe pensar en tecnologías que permitan la integración de manera eficiente y flexible”, concluye.

La entrada Wärtsilä exhorta a la implementación de tecnologías flexibles en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

En los últimos 15 años, el mercado eléctrico peruano ha experimentado una transformación significativa, con un crecimiento acelerado del segmento de clientes libres, que pasó de 250 suministros a más de 3.000 al cierre de 2024. Este aumento ha estado impulsado por la competitividad de los costos energéticos en el mercado, lo que ha permitido a muchas empresas reducir sus gastos operativos y mejorar su eficiencia.

“Los usuarios cuyos consumos superaban la valla de 200 kilowatts optaban por pasarse al segmento libre buscando un ahorro y una optimización de sus costos, lo que al final se traduce en un menor costo operativo”, explica Giovani Miguel Quispe Herencia, profesional del sector eléctrico peruano. Sin embargo, en los últimos meses se han observado señales de aumento en los precios de la energía, lo que ha moderado su crecimiento.

El segmento de usuarios regulados también habría crecido, más bien vinculado al aumento y desarrollo de la población. El año pasado habían superado los 9 millones de suministros a nivel nacional en todos los niveles de tensión, requiriendo más energía a precios estables, en este caso fijados por OSINERGMIN.

Según Quispe Herencia, el encarecimiento de la energía en el mercado de corto plazo y libre responde a factores como condiciones climatológicas adversas, restricciones en la hidrología o en el suministro del gas natural, que han elevado los costos a un promedio de 45 USD/MWh en el mercado libre.

Giovani Miguel Quispe Herencia

“Nuestra matriz depende mucho de la generación hidroeléctrica y, en caso de una sequía o problemas en la hidrología, esto repercute directamente en el precio de la energía”, advierte el especialista.

En este contexto, los usuarios del mercado libre están más expuestos a fluctuaciones de precios, ya que su tarifa no es tan estable a largo plazo como la de los usuarios regulados, sino que recoge la señal del mercado del momento en el cual se logra cerrar el vínculo contractual con algún suministrador. Por ello, su decisión de migrar entre segmentos dependerá en gran medida de la estabilidad y competitividad del precio de la energía en el mercado.

“Mientras el precio sea atractivo, el mercado libre va a presentar un auge; si los costos suben, como ha ocurrido en los últimos meses, el mercado puede frenarse”, consideró Quispe Herencia.

Oportunidades para energía eólica y solar

Las recientes modificaciones a la Ley 28.832, han abierto nuevas posibilidades para que las energías renovables demuestren su competitividad. “Uno de los principales cambios ha sido la separación de potencia y energía, además de la venta en bloques horarios”, valoró el profesional consultado.

De hecho, advierte que el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha recibido una gran cantidad de estudios relacionados con proyectos renovables, lo que indica un fuerte interés de los inversionistas por apostar a estas tecnologías en Perú.

“De los Estudios de Pre Operatividad (EPO) de los proyectos de generación eléctrica que recibe el COES, la mayor parte -por no decir casi todo- es de tecnología eólica y solar”, sostiene.

Quispe Herencia señala que “el principal reto dentro del sistema para incorporar estas tecnologías será resolver la intermitencia y, a su vez, controlar el precio para que siga siendo competitivo”.

Para el desarrollo del sector eléctrico, considera esencial lograr un balance, en la medida de lo posible, en el trilema energético, es decir, garantizar seguridad en el sistema, asequibilidad de precios y sostenibilidad ambiental. Inspirarse en experiencias de otros países y adaptar soluciones tecnológicas como los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) podría ser clave para el desarrollo de este sector.

Megaevento en Perú

En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un mega evento de energías renovables en el país el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

Cabe destacar que en febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó el informe mensual de diciembre del 2024, que detalla el panorama energético argentino y el papel que tomaron las renovables durante el año. 

Los datos remarcan que Argentina 925 MW de nueva capacidad renovable centralizada (sin contar grandes hidroeléctricas mayores a 50 MW de potencia), por lo que el país alcanzó 6673 MW renovables operativos en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Este hecho hizo que las energías verdes enmarcadas bajo la Ley N°27191 logren ocupen el 15% sobre el total de la capacidad operativa en el MEM (43351 MW); pero de contabilizar los 9639 MW de las centrales hidráulicas > 50 MW,  ese porcentaje de participación aumentaría a 38%. 

¿Cómo fue la evolución por tecnología? La energía eólica fue la que tuvo mayor injerencia en el crecimiento de los 927 MW mencionados,  dado que sumó 614 MW (representó el 66% de la nueva potencia), seguida por la fotovoltaica con 307 MW (33%) y la biomasa los 4 MW restantes (1%).

Además, del total de la capacidad ERNC instalada, el área comprendida entre el Litoral y Buenos Aires (incluyendo GBA) superó a la Patagonia y posicionó como la región con más potencia eólica (1821 MW vs 1656 MW); mientras que el NOA se mantiene como la zona predilecta para los proyectos solares (850 MW). 

De todos modos, las renovables siguieron con su aumento y, en lo que va del presente año, el país incorporó otros 241 MW de potencia centralizada proveniente de energías renovables no convencionales y está muy cerca de pasar los 7 GW operativos. 

Incluso, CAMMESA proyecta que se añadirán poco más de 280 MW en los próximos meses entre parques eólicos (23 MW) y fotovoltaicos (258 MW), conforme a las fechas de habilitación comercial comprometidas en la licitación RenMDI y las distintas convocatorias del Mercado a Término (MATER).

A ello se debe añadir que hay cerca 4200 MW del MATER designados que aún no fueron habilitados comercialmente, entre los mecanismos de asignación Plena y Referencial «A», sumado a un gran porcentaje de los 633 MW adjudicados en la licitación RenMDI, por lo que los proyectos deberán entrar en operación en los próximos meses. 

Participación de la generación

Las renovables terminaron el 2024 todavía por debajo de los objetivos planteados en la ley N°27191, ya que el promedio anual del abastecimiento de la demanda fue 16,5% y, por ende, ni siquiera se alcanzó el porcentaje estipulado para fines del 2023.

Y cabe recordar que se acerca la fecha límite prevista para el cumplimiento de los objetivos de la Ley N° 27191, dado que la misma tiene como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables tengan una participación del 20% (o más) en la cobertura de la demanda eléctrica. 

A pesar de ello, es preciso mencionar que durante los últimos meses del año pasado, se dieron picos de generación que permitieron superar la barrera del 20%, según los datos del último informe mensual de CAMMESA.  

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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La entrada Argentina terminó el año 2024 con más de 900 MW de nueva capacidad renovable instalada se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina publicó la Resolución SE 21/2025 por el cual el gobierno empieza a liberar la comercialización y competencia de los contratos del mercado eléctrico mayorista,  conforme lo preveía la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (aprobada en mayo de 2024).

La normativa incluye diversas medidas para el sector, de modo que rehabilitó a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del mercado a término (MAT), siempre y cuando tengan fecha de habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2025;

Es decir que más tecnologías de generación podrán optar por cerrar acuerdos de compra – venta de energía (PPA) con agentes privados; sumado a que se permitirá que los generadores térmicos que operen en el mercado spot gestionen su propio combustible.

“La resolución está bien, es una declaración de principios. Significa volver a las bases y a lo que es el mercado argentino e ir hacia la contractualización, aunque faltan muchos puntos por definir”, manifestó Juan Cruz Azzarri, abogado especializado en derecho energético y partner del estudio legal Martinez de Hoz & Rueda (MHR).

“No queda claro si al referirse a nueva capacidad, se alude a infraestructura vieja que actualmente no tenga habilitación comercial y ahora sí la pueda solicitar, o apunta a que realmente haya nuevos proyectos. Se puede interpretar de ambas formas”, indicó en conversación con Energía Estratégica, aunque aclaró que lo lógico sería interpretarlo como que se trata de nuevas inversiones y no infraestructura vieja y amortizada. 

En caso de que se trate de nueva infraestructura, los parques renovables podrían competir en igualdad de condiciones como hoy en día lo hacen en el MATER, y no contra centrales que ya están completamente amortizadas. 

Cabe aclarar que a partir de esa nueva medida gubernamental, el mercado a término será uno solo, aunque regulado por dos resoluciones distintas en donde cada entidad compradora de energía contratará al mejor precio que consiga. 

De todos modos, Juan Cruz Azzarri consideró que sólo con esta resolución no se verán contratos entre generadoras y distribuidoras, sino que el gobierno debería aplicar más iniciativas debido a que, bajo su mirada, “las distribuidoras en su situación actual no son sujeto de crédito y ello es necesario para que los nuevos contratos de abastecimiento sean financiables”.

Uno de los puntos que más ha solicitado el sector es que se solucione la situación de los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 kW) para que éstos opten por las alternativas verdes. 

Incluso en mayo del 2022 la Secretaría de Energía habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI, pero hasta el momento no hubo avances en la materia y por tanto no se abrió esa demanda de nuevos contratos renovables, principalmente por cuestiones vinculadas a la salida de los GUDI de las compras conjuntas (y la flexibilidad para su regreso)

“La resolución no es suficiente a los fines de que se concreten contratos, porque las distribuidoras no saldrán a contratar bajo esta situación. Y pareciera necesario que la autoridad tome decisiones adicionales para promover la competencia e igualar la cancha para que las renovables también puedan tener su rol en el futuro. Es decir, alguna medida para re-incentivar el MATER”, subrayó el abogado especializado en derecho energético y partner del estudio legal Martinez de Hoz & Rueda.

“Por otro lado, sigue faltando capacidad de transporte, tanto para renovables como para centrales convencionales. La Res. 21/2025 no soluciona ese cuello de botella, de modo que si un generador térmico desea interconectarse, tendrá un problema muy parecido al de un generador renovable”, añadió. 

Expectativas de nuevas resoluciones

El sector energético de Argentina está a la espera de que se publiquen nuevas convocatorias para mejorar la infraestructura eléctrica, siendo una de ellas la licitación de 400 – 500 MW de potencia de sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), con capacidad de almacenamiento de cuatro horas

Los proyectos se instalarían en las redes de Edenor y Edesur, que harán de off-takers de la convocatoria, mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) realizará la licitación, calificación y adjudicación y actuará como garante de pago. 

A pesar que aún se desconocen los detalles del pliego, entre ellos el precio máximo de la energía a contratar (remunerada por potencia en USD/MW) y la ubicación en la que se instalarán los proyectos, es sabido que los sistemas BESS podrían estar listos entre 12 y 18 meses. 

A ello se debe agregar que la Secretaría de Energía, a su vez, licitará también la instalación de nuevas líneas de transmisión de alta tensión, por el cual cada empresa se hará cargo de buscar el financiamiento para la construcción de la obra y su operación. 

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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La entrada El Gobierno de Argentina avanza en la desregulación del sistema eléctrico: ¿Cómo afecta a las renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó las estadísticas del segundo semestre del año 2024 sobre a solicitudes de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW, vinculadas a Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) y Generación Distribuida (GD).

Allí, se indica que este segmento del mercado alcanzó 4,447.92 MW de capacidad total instalada en todo el país, distribuida entre 518,019 contratos de interconexión acumulados desde 2007 a diciembre del 2024, conforme a lo dispuesto en la Resolución RES/142/2017.

Las cifras reportadas revelan un crecimiento interanual del 48,40 %. Mientras que en el año 2023 se habían adicionado 731.92 MW proveniente de 76,101 contratos de interconexión, en 2024 se sumaron 1,086.22 MW distribuidos en 106,934 contratos.

De un semestre a otro del año pasado también se registra un incremento. De 529,53 MW que se incorporaron en los primeros 6 meses del 2024 se avanzó con 556,69 MW en el segundo semestre, representando un incremento semestral del 5,12%.

Considerando el régimen de contraprestación, del total histórico 4,127.18 MW (481,667 contratos) fueron instalados bajo esquema de medición neta, 247.59MW (29,556 contratos) bajo CIPyME, 69.91 MW (6,298 contratos) bajo Facturación Neta y a penas 3.22 MW (498 contratos) en venta total.

Y entre las entidades federativas más activas en este segmento del mercado, Jalisco lidera en capacidad instalada con un total de 658.04 MW en 90,876 contratos (hasta 2023 eran 515.26 MW en 74,261 contratos), seguido por Nuevo León con 468,77 MW en 59,779 contratos (hasta 2023 eran 355.69 MW en 46,418 contratos), Chihuahua con 317.74 MW en 42,244 contratos (hasta 2023 eran 227.55 MW en 32,979 contratos) y Guanajuato con 290.06 MW en 27,434 contratos (hasta 2023 eran 213.69 MW en 21,432 contratos).

Crecimiento por tecnología

La solar fotovoltaica sigue siendo tendencia para sistemas de generación de hasta 0.5 MW con 517,715 contratos que totalizan 4,421.65 MW instalados, es decir un 99.409 % del acumulado histórico.

Entre las tecnologías que comparten el 0,591% restante de participación, las renovables no convencionales como las bioenergías y la eólica continuaron creciendo en los 12 meses del 2024 frente al 2023, mientras que las no renovables e hidroeléctricas no registraron nuevas adiciones en el segmento hasta 0.5 MW bajo la Resolución RES/142/2017.

En detalle, la biomasa (creció a 3.01 MW en 29 contratos), el biogás (creció a 20.89 MW en 99 contratos), la cogeneración (se mantuvo con 1.36 MW en 8 contratos), la eólica (creció a 0.86 MW en 142 contratos), el gas (se mantuvo con 0.077 MW en 9 contratos), el diésel/combustóleo (se mantuvo con 0.072 MW en 13 contratos) y la hidroeléctrica (se mantuvo con 0.009 MW en 4 contratos).

Expectativas de crecimiento

En el año 2024, México registró un crecimiento sin precedentes en interconexiones hasta 0.5 MW, vinculadas a Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME) a partir de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), y en Generación Distribuida (GD) a partir de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE).

Con la llegada de una nueva administración de gobierno liderada por la Dra. Claudia Sheinbaum, presidente de los Estados Unidos Mexicanos, se impulsaron reformas constitucionales en materia energética que propiciarán cambios en las leyes del sector; entre ellas, la LIE podría ser reemplazada por Ley del Sector Eléctrico (LESE).

Un anteproyecto de LESE que fue presentado la semana pasada por la Dra. Sheinbaum y Luz Elena González, titular de la Secretaría de Energía (SENER), propone que las instalaciones de generación distribuida exentas de permisos sean hasta 0.7 MW, es decir que se incrementaría el límite vigente en la LIE que es de 0.5 MW, elevando las expectativas de crecimiento para este segmento del mercado.

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

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La entrada México sumó más de 1 GW de generación distribuida en 2024 y acumula 4,4 GW históricos se publicó primero en Energía Estratégica.

El Perú se está consolidando como un mercado atractivo para la inversión en energías renovables. Empresas locales e internacionales continúan expandiendo sus operaciones, consolidando el sur del país como un epicentro clave para la generación fotovoltaica.

Pool Suárez, experto en venta de energía, identifica que el país ha registrado un aumento en nuevos proyectos, especialmente donde se encuentra su triángulo energético solar conformado por Arequipa, Moquegua y Tacna. “Desde hace dos años se han venido impulsando bastantes proyectos, tanto a nivel de utility como en etapas de exploración y desarrollo”, declara.

En esta zona, que goza de una de las mayores irradiaciones solares  de la región, se están gestando grandes inversiones. Pool Suárez menciona que ORYGEN, ex Enel, ya ha identificado y está desarrollando un pipeline de 10.000 MW en la región. Asimismo, comenta que Zelestra está avanzando con un proyecto propio de 285 MW. “Actualmente, están haciendo ampliaciones para incrementar su capacidad instalada”, explica.

Siguiendo el análisis del experto, estos proyectos contribuirían a cubrir la demanda eléctrica actual de una manera sostenible. Ahora bien, también advierte que el desarrollo de la nueva demanda será un reto en la zona sur considerando principalmente la minería, sector que representa una parte significativa del consumo eléctrico.

“El desafío más grande es destrabar proyectos de demanda de energía eléctrica, como el de Tía María, de Southern, Grupo México”, explica Pool Suárez. Este proyecto minero, ubicado en Arequipa, demandará más de 100 MW, lo que podría atraer más inversión en generación fotovoltaica.

Y es que, aunque la energía solar y eólica han crecido en el país, su participación aún es limitada en comparación con otras fuentes. En cuanto a la matriz energética del país, el experto detalla que el 45 % de la generación proviene de fuentes hídricas, otro 45 % del gas natural, siendo el resto de energías renovables no convencionales.

El potencial del sector renovable sería enorme en Perú. De acuerdo con Pool Suárez “se identificó y cuantificó el potencial de desarrollo de proyectos, con un pipeline de casi 22 GW en distintas regiones”, destacándose muchos proyectos en la zona del triángulo energético solar.

Ahora bien, asegurar la competitividad de la energía solar en el mercado no habría sido tarea sencilla. “Muchos inversionistas tenían una pata coja en términos económicos, esperando que las condiciones regulatorias les permitan incluir sus proyectos de manera competitiva”, indica.

Un avance significativo en esta dirección ha sido la modificación de la Ley 28.832, que permitirá la compra solo de energía y en bloques horarios, lo que podrá fomentar contratos de proyectos fotovoltaicos a largo plazo. “Esto va a despegar el desarrollo de proyectos solares, dando mayor estabilidad a la oferta y la demanda”, subraya Pool Suárez.

Finalmente, el experto consultado anticipa que la demanda energética en Perú crecerá a un ritmo del 3.5 % anual, lo que impulsará aún más la necesidad de nuevas inversiones en generación. “Para 2027, ya estaremos necesitando nueva capacidad instalada”, enfatiza.

Más allá del desarrollo de grandes plantas de generación, Pool Suárez resalta una tendencia emergente: la autogeneración. “Estamos viendo una creciente demanda por parte de empresas que buscan autoabastecerse, ya no solo por temas de sostenibilidad, sino por razones económicas”, comenta.

El experto indica que cada vez más compañías están invirtiendo en plantas solares en techos o en soluciones híbridas para reducir costos y asegurar suministro eléctrico confiable. “También existe una demanda no atendida en zonas aisladas, especialmente en la minería, donde no hay posibilidad de interconexión a la red eléctrica”, agrega.

Megaevento en Perú

En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un mega evento de energías renovables en el país el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

Cabe destacar que en febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

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La Secretaría de Energía de Argentina publicó los lineamientos de la Resolución SE 21/2025 que busca “normalizar” el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), da inicio a la liberación de la comercialización y competencia del abastecimiento energético a través de contratos en el Mercado a Término (MAT).

Incluso, la normativa rehabilitó a las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del MAT, siempre y cuando tengan fecha de habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2025, entre otras medidas para el sector.

Tal es así que el gobierno prevé la creación de un mercado a término de energía y otro de potencia (incluyendo para distribuidores) con sus respectivas diferencias, Energía Estratégica trae el detalle y las particularidades de cada mecanismo. 

El MAT de Energía será a efectos del desarrollo de nuevas inversiones en generación de energía eléctrica, que permitan la sustitución del uso de combustibles y tenderá a habilitar la contratación de los costos variables del MEM, asociados a la operación y mantenimiento, mediante contratos por generación real mensual.

Mientras que el Mercado a Término de Potencia permitirá la contratación de los costos fijos del MEM (equipamiento de generación física y de almacenamiento de respaldo) para cubrir el requerimiento de capacidad firme tanto de distribuidores como de grandes usuarios.

En este caso, el generador será el responsable de definir las prioridades de asignación de su potencia disponible y los contratos de abastecimiento de potencia también serán totalmente libres en cuánto a plazo y condiciones, conforme acuerden entre privados.

Por otro lado, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) deberá evaluar, al menos una vez por año y para las condiciones previstas en los siguientes tres años, y recomendar la incorporación necesaria de energía y potencia para garantizar el abastecimiento en el MEM en cada región del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

“En tal marco y en caso de estimarse necesario, la Secretaría de Energía, por sí o a instancia de los agentes de distribución, podrá solicitar a CAMMESA realizar una o más licitaciones en forma centralizada» – por cuenta y orden de los demandantes y/o de los agentes de distribución – para asegurar el abastecimiento de mediano plazo. Los nuevos contratos podrán ser de energía, potencia o ambos, en función de las evaluaciones de respaldo previstas o en función del requerimiento de los Agentes Distribuidores/Demandantes”, aclara el documento. 

Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, conversó con Energía Estratégica, donde analizó la nueva resolución gubernamental y consideró que la misma “es ambiciosa, no brinda mucha claridad ni resuelve nada para el sector”. 

“El mercado térmico futuro de una central hidroeléctrica, nuclear o un nuevo ciclo combinado es raro que suceda. Dudo que se hagan inversiones a largo plazo en un proyecto de esa índole y reemplazar los contratos PPP de CAMMESA, cuando  todavía no sé saber qué se hará con el MEM”, indicó.  

“La pregunta relevante es si alguien pondrá una nueva central para competir con precios más baratos que el pool. Las renovables lo hacían y la tendencia es que vayan a la baja”, agregó. 

“Se está cometiendo el mismo error que cometió en 2006 el ex secretario de Energía de la Nación, Daniel Camerón, cuando dijo de empezar a liberar los nuevos contratos, hecho que no funcionó. Es como el programa Energía Plus pero de Javier Milei”, sentenció. 

Y bajo su mirada, no se autorizará a que centrales ya construidas (y amortizadas) nuevamente soliciten habilitación comercial, sino que la Res. SE 21/25 apunta a nuevos proyectos, lo que permitiría que las ERNC compitan en igualdad de condiciones.

Como punto a favor, Farina destacó que podría ser positiva para el abastecimiento energético del sector minero o algunos proyectos cerca de Vaca Muerta que deseen tener garantía de suministro y no necesariamente estar conectados al MEM. 

“Es decir, las nuevas centrales de generación estén vinculados a una demanda donde se espera un crecimiento del consumo de energía y que el mercado lo puede proveer, sobre todo con renovables por los tamaños”, concluyó. 

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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Javier Campillo presentó su renuncia este viernes al Viceministerio de Energía de Colombia. En su carta de despedida, publicada en su cuenta oficial de la red social X, expresó su disposición de continuar participando en debates sobre el sector.

«Me dirijo a usted con el fin de presentar mi renuncia formal al cargo de Viceministro de Energía del Ministerio de Minas y Energía con efecto a partir de la fecha que considere apropiada», manifestó Campillo en su misiva. Asimismo, afirmó que se mantendrá abierto a discutir temas energéticos en el futuro.

Desde su llegada al Viceministerio en 2023, Javier Campillo impulsó políticas clave dentro del Gobierno de Gustavo Petro. Su formación académica incluye un doctorado en Ingeniería de Energía y Ambiente de la Universidad de Mälardalen (Västerås, Suecia), un magíster en Ingeniería de Energía de la misma institución y una ingeniería electrónica de la Universidad Tecnológica de Bolívar.

Antes de asumir el cargo en el Ministerio de Minas y Energía, se desempeñó como director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (Ipse) y como decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Tecnológica de Bolívar, donde lideró proyectos de energías renovables.

Desde el Ministerio de Minas y Energía, se destacó su aporte en proyectos como la democratización de la energía a través de las Comunidades Energéticas, con más de 18.000 identificadas en todo el país. Además, lideró el desarrollo de los Miichi Ka’i, casas del sol que ya están instaladas en varias regiones del país, beneficiando especialmente al pueblo Wuayúu en La Guajira.

Su liderazgo también se evidenció en la estrategia de Territorios y Municipios Energéticos, que buscó fortalecer el trabajo conjunto con autoridades locales para expandir el acceso a energías limpias en Colombia. Además, encabezó la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética (CACSSE), donde jugó un rol fundamental en la mitigación del impacto del Fenómeno de El Niño.

Presencia en el Future Energy Summit y metas energéticas del gobierno

Cabe destacar que, en su participación en Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, Campillo participó de un desayuno destacado donde se reunió con más de 500 líderes del sector para debatir sobre el futuro de las energías renovables en el país. Durante el evento, adelantó que el gobierno aspira a alcanzar 5 GW de nueva capacidad renovable instalada al finalizar el mandato en 2026.

«La meta de este gobierno comenzó con 2 GW, la ampliamos a 6 GW al ver la necesidad de la complementariedad y el incremento de demanda esperado. Sin embargo, con la tendencia actual, estimamos que al final del gobierno estaremos cerca de 5 GW de nueva potencia», afirmó el entonces viceministro.

Durante esa mañana, Campillo explicó que la administración trabaja en planes para llegar a los 6 GW, aunque existen desafíos importantes, como la superposición de proyectos renovables con áreas de exploración de hidrocarburos y gas natural. Además, subrayó que el gobierno evalúa herramientas para liberar capacidad de conexión de parques sin construir y dar prioridad a nuevos emprendimientos.

Regulación en almacenamiento y futuras licitaciones

Campillo también abordó el rol del almacenamiento energético en la matriz eléctrica colombiana. En un contexto donde los análisis indican una posible escasez de gas natural para generación en los próximos años, el exviceministro aseguró que se están evaluando políticas para integrar sistemas de almacenamiento a los proyectos de energías renovables no convencionales (ERNC).

«Dentro de la Misión Transmisión se contemplan sistemas de almacenamiento a gran escala. Evaluamos mecanismos eficientes para su remuneración, ya sea como servicio complementario a la red o mediante la entrega de energía», explicó.

Además, se refirió a la necesidad de actualizar la Resolución 075, con el objetivo de garantizar una asignación más eficiente de puntos de conexión y evitar que algunos proyectos sin viabilidad bloqueen la entrada de nuevos jugadores al mercado.

Respecto a futuras licitaciones, el funcionario sugirió que el gobierno planea diferenciar y subastar bloques por regiones, basándose en un mapeo de activos ambientales que identifique zonas ideales para nuevos proyectos renovables.

«Estamos cambiando la ecuación para que el gobierno entregue las zonas, similar a la ronda de asignación de energía eólica costa afuera. Queremos que haya pre-factibilidad social y ambiental, de modo que los inversionistas se enfoquen en desarrollar la ingeniería y no en sortear problemas territoriales», señaló Campillo.

¿Quién será el nuevo Viceministro de Energía?

Tras la renuncia de Campillo, Mauricio Rey, actual Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía, podría ser quien asuma ahora el cargo, luego de la repentina salida de Campillo.

Desde el Ministerio de Minas y Energía, expresaron su agradecimiento a Campillo por su gestión y aseguraron que su legado será clave en la continuidad de la política de Transición Energética Justa del gobierno de Gustavo Petro.

«Nos sentimos profundamente orgullosos del trabajo que realizó junto al equipo de la Energía del Cambio. Estamos seguros de que nos seguiremos encontrando en el camino de la transición energética», concluyeron desde la cartera ministerial.

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Actualmente, Perú cuenta con 36 sistemas eléctricos aislados conformados por centrales hidráulicas y mayoritariamente por centrales térmicas, que suman alrededor 220 MW de capacidad instalada en zonas rurales y localidades sin acceso al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), principalmente en los departamentos de Loreto y Ucayali.

En el contexto de la transición energética, 15 sistemas aislados vienen desarrollando proyectos híbridos de energías renovables y almacenamiento de energía que reemplazarán progresivamente la generación térmica instalada hasta ahora en este segmento del mercado.

De acuerdo con César Alfredo Peña Ramos, consultor en energías renovables e hidrógeno verde, los quince sistemas aislados apuestan por la incorporación de tecnología solar fotovoltaica y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS). De hecho, informa que nueve de ellos ya estarían operativos y el resto en etapas avanzadas de desarrollo.

Todos estos nuevos proyectos híbridos de PV + BESS que desplazarán algunas fuentes térmicas, contribuirán no sólo con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), sino que además incrementarán el mix energético y aumentarán la confiabilidad de este tipo de sistemas en el mercado peruano.

Desde la óptica de Peña Ramos, el siguiente gráfico ilustra el norte a seguir con una transición energética partiendo de un sistema aislado tradicional gobernado por generación térmica (100%) hacia un sistema con participación mayor de energías renovables incluyendo centrales solares más almacenamiento BESS.

Por otra parte, el consultor de energías renovables e hidrógeno recuerda que desde el año 2010 se han desarrollado proyectos con sistemas fotovoltaicos autónomos no conectados a red que benefician a viviendas, puestos de salud y centros educativos. Estos proyectos, indica, cuentan con tarifas reguladas (BT8 y Cargo RER) fijadas por Osinergmin que garantizan la sostenibilidad de este tipo de sistemas. 

“A enero del 2025 existen alrededor de 270.000 sistemas fotovoltaicos en operación comercial que son administradas por 11 empresas concesionarias entre estatales y privadas”, enumera.

Estos sistemas se han instalado en las regiones de costa, sierra y selva y en los 24 departamentos, fundamentalmente en las zona rurales, localidades aisladas y de frontera del país.

Y amplía: “La evolución del parque de sistemas fotovoltaicos autónomos no conectados a red ha tenido un crecimiento sostenido, ya que de contar en el año 2010 con alrededor de 4500 sistemas fotovoltaicos pasamos a tener alrededor de 270.000 sistemas fotovoltaicos en  enero del 2025, esto se debió principalmente al crecimiento exponencial entre los años 2017 – 2019, producto de la primera subasta RER para suministro de energía a áreas no conectadas a red que instaló alrededor de 210.000 sistemas fotovoltaicos, incrementando así el parque inicial hasta llegar a los 270.000 que actualmente tenemos.

Megaevento en Perú

En el marco del avance hacia la diversificación energética que propone la modificación de la Ley N° 28832, Future Energy Summit (FES) llevará a cabo un mega evento de energías renovables en el país el próximo 29 de septiembre, el cual promete reunir a cientos de ejecutivos y ejecutivas de sector, tal como lo viene haciendo en otras latitudes.

Cabe destacar que en febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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El Secretario Nacional de Energía, Juan Manuel Urriola, se reunió con Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para trabajar en iniciativas para el intercambio de información energética y el análisis de datos que impulsen proyectos de integración regional. 

En el marco del diálogo entre los titulares de la SNE y OLADE, se acordó que Panamá sea sede de la LXII Sesión Ordinaria de la Junta de Expertos de OLADE en junio del 2025. Este encuentro será parte del proceso de preparación para la Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, que se llevará a cabo en octubre en Chile.

Es así que la Junta de Expertos de OLADE, conformada por delegados de los 27 Estados Miembros, se reunirá en Panamá con el objetivo de asesorar y preparar el camino para la Reunión Ministerial, fortaleciendo la formulación de políticas energéticas en la región.

Según precisaron desde la SNE, entre los temas en la agenda se encuentran la eficiencia energética, el acceso a la electricidad, el almacenamiento de energía en baterías e hidrógeno, todos considerados prioritarios para la región y fundamentales en la transición hacia un modelo energético sostenible.

Para cada uno de estos temas, el espacio de cooperación energética buscará:

• Eficiencia Energética: analizar estrategias para optimizar el uso de la energía en América Latina y el Caribe, promoviendo prácticas que reduzcan el consumo y fomenten la sostenibilidad.
• Acceso a la Electricidad: discutir iniciativas orientadas a garantizar el acceso universal a la electricidad, especialmente en comunidades aisladas y vulnerables.
• Almacenamiento de Energía: explorar tecnologías y modelos de inversión que permitan mejorar la capacidad de almacenamiento, facilitando una mayor integración de fuentes renovables en la matriz energética regional.
• Hidrógeno y su potencial: destacar los avances de Chile, Panamá, Uruguay y Ecuador en el desarrollo del hidrógeno y su posicionamiento dentro de la transición energética regional.

Esta edición de la Junta de Expertos de OLADE reafirma la importancia de Panamá como un actor en la integración energética regional y su compromiso con el desarrollo de políticas que impulsen un futuro energético sostenible para América Latina y el Caribe.

«Panamá se ha consolidado como un centro neurálgico donde confluyen líderes del sector energético. Esto se evidencia con el interés de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en realizar una de sus reuniones más importantes en nuestro país”, introdujo el secretario Juan Manuel Urriola a Energía Estratégica. 

Y añadió: “Además, la semana pasada, el Foro Económico Internacional América Latina y el Caribe, organizado por CAF, conocido como el ‘Davos de América Latina’, se llevó a cabo aquí, subrayando el papel crucial de Panamá en la interconexión eléctrica de toda la región».

Al respecto, es preciso indicar que en el evento de CAF, el secretario Urriola participó en el panel de debate denominado “Energías Limpias», donde defendió que «el sector de la energía ha ido avanzando dando importantes pasos, como el fortalecimiento de las energías renovables». 

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

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El gobernador de Córdoba anunció un nuevo plan de aceleración para el norte y sur de la provincia, que incluye nuevas obras de infraestructura eléctrica, a fin de promover económicamente la región mediante incentivos fiscales.

Si bien todo el plan de desarrollo que anunció Martín Llaryora en la apertura de sesiones ordinarias del Poder Legislativo de Córdoba contempla otros rubros socio – económicos, las inversiones para la primera etapa de las obras eléctricas rondarán los $152.000.000.000 (cerca de USD 145.000.000 al tipo de cambio oficial) y se repartirán en ocho localidades del noroeste y dos del sur.

Plan región noroeste

• $52.662.000.000 en Cruz del Eje
• $3.992.000.000 en Ischilín
• $20.038.000.000 en Pocho 
• $19.762.000.000 en San Alberto
• $24.258.000.000 en San Javier 
• $5.160.000.000 en Sobremonte
• $13.279.000.000 en Totoral
• $11.063.000.000 en Tulumba

Obras región sur 

• $972.000.000 en Roque Sáenz Peña 
• $817.000.000 en General Roca

Para solventar dicho plan, se destinará el 5% del total de la recaudación de ingresos brutos de la provincia en los proyectos de desarrollo para las localidades mencionadas. 

“Queremos tener un esquema de incentivos que permita que los empresarios inviertan en noroeste y sur-sur de la provincia. Tenemos la convicción de dotar de infraestructura socio productiva a todas las regiones para que los cordobeses proyecten todo su potencial”, subrayó Llaryora.

“El programa materia de infraestructura y desarrollo con el plan de inversión que pretendemos hacer antes de que finalice mi gestión, será uno de los planes más ambiciosos desde la vuelta de la democracia”, manifestó en el acto realizado en la localidad de Dean Funes. 

Y si bien el gobernador no brindó más detalles sobre los próximos pasos y particularidades de los proyectos que se impulsarán en el norte y sur de la provincia, Energía Estratégica pudo averiguar que el Poder Ejecutivo está diagramando un “plan energético ambicioso con muchos matices y herramientas” para impulsar las renovables y el sistema interconectado. 

Entre las metas que se barajan se encuentra la incorporación de más de 500 MW de capacidad renovable de cara a los próximos años, como también la creación de un mercado a término regional (recordando que Córdoba forma parte de la liga bioenergética), sumado a un mayor impulso a la generación distribuida individual y comunitaria.

A ello se debe agregar que, tal como adelantó este portal de noticias, la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) cambiará de figura jurídica y se transformará en sociedad anónima, con mayoría accionaria del gobierno.

Esa medida llega con el impulso del gobernador Llaryora, a fin de obtener mayor financiamiento externo, capitalizar fondos y expandirse a otras actividades como la generación de energía eléctrica, más allá de los servicios que ya ofrece.

Por lo que sólo resta conocer el detalle de los procesos que tiene en carpeta el gobierno provincial y los plazos correspondientes con los que busca aportar mayores oportunidades para el sector energético del país. 

Próximos eventos FES

Future Energy Summit (FES) ya anunció la gira de eventos de este año. En febrero, los días 26 y 27 de febrero en el Hotel Emperador de Buenos Aires, más de 500 líderes del sector participarán del encuentro, en un momento en el que el sector energético aguarda por la actualización de nuevos mecanismos del MATER, la definición de nuevas obras de transporte eléctrico y de una licitación pública de aproximadamente 500 MW de potencia de sistemas de baterías.

Luego, la gira continuará en México, el 11 de marzo, con FES México, y el 2 y 3 de abril el en Hotel Intercontinental de Santo Domingo Republica Dominicana, se llevará a cabo FES Caribe. En ambos casos, las principales empresas del sector evaluarán la realidad del mercado y de la región.

Cabe destacar que los encuentros cuentan con espacios exclusivos de networking.

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SAESA abre el mercado internacional a exportaciones bioenergéticas argentinas al dar un nuevo paso en su expansión internacional, con el anuncio de una operación que incluye la exportación de oleínas de aceite vegetal y aceite técnico de maíz (TCO por sus siglas en inglés “Technical Corn Oil”), con las que se busca abastecer de bioenergías a compradores europeos.

Los productos TCO integran la lista de “feedstocks” de segunda generación: materias primas no alimentarias, sustentables y provenientes de residuos agrícolas, forestales o industriales o cultivos energéticos no comestibles. 

“A mitad del 2024 abrimos una sociedad en España con el objetivo de diversificar un poco el negocio de Saesa y meternos de lleno en bioenergías o energía alternativa, alineados con los objetivos y las metas de descarbonización que han puesto en Europa”, afirmó el responsable de la oficina europea de SAESA, Marcos Renard, en conversación con Energía Estratégica 

Bajo ese contexto, analizó el estado actual del sector renovable y cómo Argentina puede tomar un papel relevante como país productor y exportador en esencia en materia de insumos y derivados energéticos, tal como lo ha hecho con otros productos agropecuarios. 

“El 2025 será un año más de transición pensando en el 2026, 2027, en cómo cambiará la matriz energética tanto de Argentina para el mercado local y para la exportación. El rubro bioenergético es un mercado que está creciendo, con muchas oportunidades”, indicó.  

 Incluso, el especialista reconoció que existe mucha aceptación o recibimiento desde el lado de los clientes europeos y de las diferentes centrales argentinas, a fin de ser un aliado para unir ambas partes de la cadena. 

Aunque cabe aclarar que, en el caso europeo, deben ser productos pura y exclusivamente con destino final como biocombustibles sin poner en riesgo cuestiones vinculadas a alimentación, con el propósito de abastecer tanto a centrales operativas y aquellas que puedan entrar en producción en los próximos dos años.

“Argentina, como país productor y con largas extensiones de campo, tiene una oportunidad muy grande y va a cumplir un papel de un peso bastante preponderante en los próximos años. Es decir que Argentina puede tener un rol exportador en materia energética”, insistió Renard. 

“Por otro lado, refinerías o las petroleras más grandes, incluso de España como Moeve (anteriormente conocida como CEPSA) están cambiando 100% su matriz energética, enfocándose 100% en las energías renovables. Esa es la tendencia”, agregó. 

Desafíos logísticos

A pesar de la gran ventana de oportunidad para la región de Latinoamérica en su vinculación con el mercado europeo, desde la empresa con más de 15 años en el rubro energético reconocieron que aún hay una serie de retos que producen que el costo de la materia se encarezca para el cliente final, como por ejemplo la falta de rutas marítimas y de competitividad de fletes. 

“La frecuencia de las rutas o de los contenedores, por la poca fluidez que hubo en los últimos años, hace que tampoco sea tan eficiente y que, de cara al mundo, Argentina sea visto como un origen que no es tan de confiar”, dijo el responsable de la oficina europea de SAESA,

“Entonces el gran desafío es traer nuevamente la confianza del mercado internacional con un buen servicio y reglas claras, porque Argentina tiene el conocimiento de cómo trabajar la materia prima, de cómo convertirla, sumado a que está la tecnología y las centrales correspondientes”, concluyó.

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El Gobierno de México presentó ante el Senado una propuesta de Ley del Sector Eléctrico (LESE), con la cual busca modificar la estructura del mercado eléctrico nacional. Esta iniciativa forma parte de un paquete de modificaciones a leyes secundarias impulsado por el Ejecutivo, tras la reforma constitucional en materia energética de finales del 2024.

Víctor Ramírez Cabrera, socio de la firma de consultoría P21 Energía, analiza el impacto de la iniciativa y subraya que, aunque hay similitudes con la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) actual, introduce cambios a considerar. “Se ha dicho mucho en redes sociales que la LIE y la propuesta de la LESE son iguales, la realidad es que no”, enfatiza.

Desde su perspectiva, el anteproyecto de LESE “es una reforma que logra un justo medio, porque ni le da todo a la CFE, todo lo que históricamente ha pedido, pero tampoco al mercado le da todo”, afirma Ramírez, y añade: “es un medio que también recupera para el servicio público el servicio básico de energía. No sé si eso sea bueno o malo, yo creo que no es todo bueno, pero lo hace”.

¿Qué cambios habrá en generación eléctrica? Durante la conferencia «Mañaneras del Pueblo» las autoridades anticiparon tres esquemas de participación en el para consumo propio y tres para generación de eléctrica en el mercado mayorista.

En el esquema de consumo propio se proponen instalaciones de generación distribuida exentas de permisos con un tope hasta 700 kW (se incrementa del límite anterior que era 500 kW), autoconsumo aislado definido entre 700 kW y 20 MW sujeto a tramite para obtener permiso, y autoconsumo interconectado arriba de los 700 kW con venta de excedentes exclusiva para CFE.

“Es positivo que se eleve el umbral de máxima capacidad instalada para la generación distribuida y promueva un mecanismo que ya existía para energía detrás del medidor, mediante un proceso mucho más rápido que lo anterior para que la industria mediana pueda generar su propia energía”, valoró Ramírez.

Por otro lado, para la actividad de generación en el mercado mayorista se podría destinar producción de largo plazo exclusiva para CFE, inversión mixta Público-Privada (54% para CFE) y se mantendría la figura de generador en el mercado eléctrico mayorista con contrato de interconexión y sin restricción en participaciones.

Este último esquema, siguiendo el análisis del consultor de P21Energía, recuerda al modelo de Productores Independientes de Energía (PIE) de la década de los 90, con la diferencia de que, bajo la LESE, el Estado podría quedarse con la propiedad de las centrales eléctricas al finalizar los contratos.

Reto: Estado, juez y parte en las nuevas reglas del mercado

Uno de los puntos más controvertidos de la reforma es que el Estado consolidará un rol predominante no sólo por el suministro, con la CFE liderando en activos de generación además de operar la distribución y transmisión, sino además por la regulación del sector mediante una Comisión Nacional de Energía (CNE).

El anteproyecto de LESE establece que se creará CNE dependiente de la SENER que será la encargada de otorgar permisos de generación a los privados, un cambio que modifica el esquema previo en el cual la CRE operaba de forma independiente​, lo que genera preocupaciones en el sector privado.

“Si de alguna forma el Estado se vuelve juez y parte, es una especie de conflicto de interés que tendrá que resolverse”, sostiene Ramírez. Además, señala que desaparecen los términos de estricta separación legal en el mercado eléctrico, lo que refuerza la presencia del Estado en la regulación y operación del sector.

Mecanismos de contratación bajo la lupa

Uno de los temas más discutidos en el sector es si los cambios que se promueven podrían reactivan las subastas de energía, un mecanismo que luego de la reforma energética de 2013 permitió lograr precios altamente competitivos a nivel internacional.

De acuerdo con Ramírez, el nuevo marco legal no impide la realización de subastas, de hecho se mantendrían bajo la gestión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Ahora bien, estas no serían obligatorias.

“Sí existen mecanismos como las subastas, pero los contratos que se vuelven diferentes. En la reforma de Peña Nieto, al final del periodo de contrato, la infraestructura seguía siendo del privado. Ahora, con las nuevas formas de participación, el Estado o CFE podrán quedarse con las centrales”, explica el consultor.

Esto podría limitar la rentabilidad para los privados, ya que la propiedad de los activos podría ser transferida eventualmente al Estado. Como resultado, las ofertas de energía podrían no alcanzar los niveles competitivos que se lograron con las subastas anteriores. Sin embargo, Ramírez considera que “sí habrá precios competitivos, pero dependerá del equilibrio entre tecnología y el periodo de contrato para tener retornos de inversión razonables”.

Lo que sigue

La LESE fue presentada públicamente a finales de enero de 2025 y será enviada directamente al Senado como cámara de origen para luego pasar a Diputados. Se espera que su discusión y aprobación en ambas cámaras legislativas ocurra en las próximas semanas.

Ramírez recuerda que, más allá de su aprobación legislativa, su implementación será un proceso gradual, que requerirá la adaptación de nuevas reglas del mercado y disposiciones administrativas. “ La reforma de Peña Nieto jamás terminó de aplicarse. Se quedó a medias en muchísimas cosas. Entonces, la aplicación de una nueva reforma de este calado llevará muchísimo tiempo de evolución”, comenta.

Por lo tanto, el consultor considera que los primeros efectos de la LESE podrían comenzar a verse en un año recién con el inicio de algunos contratos mixtos que puedan generarse en el sector eléctrico, pero su plena ejecución podría extenderse por algunos años, en función de la publicación de reglamentos y modificaciones operativas del mercado eléctrico.

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La generación distribuida en Argentina mantuvo un ritmo de crecimiento durante el año pasado, de manera que quedó a las puertas de los 60 MW de capacidad instalada bajo la ley N°27424 a lo largo de 18 jurisdicciones y 330 distribuidoras/Cooperativas inscriptas en la plataforma.

De acuerdo a los datos relevados por la Secretaría de Energía de la Nación, hay 2290 proyectos que completaron la instalación y se convirtieron en usuarios – generadores (U/G), que suman 58996 kW de potencia conectada a la red mediante un medidor bidireccional.

Estos casi 59 MW equivalen a la demanda eléctrica anual de más de 28.000 hogares y representan un total de 64.600 toneladas de emisiones de dióxido de carbono (tCO2) evitadas. 

A lo largo del 2024, se incorporaron 697 nuevos usuarios – generadores y 28.307 kW, lo que significa que sólo el año pasado prácticamente se doblegó la capacidad instalada lograda durante los cinco años anteriores (30.689 kW). 

Y cabe recordar que el 2024 fue el año de sinceramiento de tarifas eléctricas y, por tanto, mejor retorno de inversión para aquellos usuarios que optaban por sistemas fotovoltaicos de generación distribuida; como también que la Secretaría de Energía aumentó los límites de potencia de 2 a 12 MW, tanto para proyectos individuales, comunitarios o comunitarios virtuales. 

Dicha medida estaba pensada para ser “costo-efectiva” que genere mayor eficiencia energética, impulsen el desarrollo de estos proyectos de pequeña y gran escala, y provoque un alivio en las redes de transporte y distribución eléctricas, ante un contexto de “emergencia del sistema eléctrico” 

Incluso, durante el año pasado hubo casi nuevos 300 U/G del ámbito comercial – industrial, lo que representó un incremento del 49% de proyectos de esa índole que representó la adición de 23,64 MW sobre los 28,3 MW totales que se incorporaron en 2024. 

Por lo que, pasando el limpio, así se reparten los proyectos y capacidad instalada por categoría: 

• Residencial: 1299 U/G – 5925 kW
• Comercial – industrial: 871 U/G – 46094 kW
• Entes / organismos oficiales: 46 U/G – 3616 kW
• Otros: 74 U/G – 3362 kW

Además de los sistemas ya en marcha y conectados a la red, el Poder Ejecutivo Nacional dio a conocer que existen otros 690 usuarios – generadores con trámites en curso, los cuales podrían sumar 14561 kW de potencia una vez estén aprobados y se conecten a la red.

¿Cómo se reparten por provincia? 

Córdoba se mantiene al frente en el ranking entre las 18 jurisdicciones que figuran en el último reporte de avance de la Secretaría de Energía, ya que tiene la mayor cantidad de U/G (998) y mayor potencia instalada (21,300 kW).

Mientras que el segundo lugar lo ocupa la provincia de Buenos Aires con 630 U/G y 12,474 kW de capacidad; y del resto de las jurisdicciones adheridas se destacan CABA (141 U/G – 3,602 kW de potencia), San Juan (104 U/G y 6,258 kW de potencia) y Entre Ríos (86 U/G y 2,448 kW de potencia), dado que entre ellas representan alrededor del 80% del total de la potencia instalada. 

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