Todo está preparado en República Dominicana para recibir a los principales referentes del sector energético de la región. Mañana, miércoles 2 de abril, comienza FES Caribe 2025, el foro más importante de Centroamérica y el Caribe dedicado al desarrollo de energías renovables y almacenamiento. Serán dos jornadas intensas de trabajo y networking en el Hotel Intercontinental Real Santo Domingo, con una agenda de alto nivel que reúne a más de 500 profesionales del sector público, privado y financiero.

A lo largo de estas dos jornadas, participarán ministros, superintendentes, CEOs, country managers, desarrolladores, EPCistas, fabricantes y consultores, abordando los desafíos y oportunidades que marcarán el futuro energético regional. Temas como la expansión de la energía solar, la planificación de redes, el financiamiento de proyectos con almacenamiento, la innovación tecnológica, el marco regulatorio y las metas de descarbonización serán el eje de las sesiones.

📍 Fecha y lugar: 2 y 3 de abril – Hotel Intercontinental Real Santo Domingo
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Entre los speakers confirmados, estarán presentes Joel Santos Echavarría, Edward Veras, Andrés Astacio, Betty Soto, Víctor Hugo Ventura, Rosina Hernández, Álvaro Villasante, Manuel San Pablo, Edy Jiménez, Alberto García Feijoo, Silvia Alvarado, Fernando Alvarado, Charlotte Bruyer, Diego Quirós Ramos, entre muchos otros. Además, la agenda incorpora la visión de empresas líderes como AES Dominicana, EGE Haina, Huawei, Trina, Sungrow, Seraphim, CATL, Solis, Soventix, Ennova, Ventus, Dominion, Jiménez Peña, FMO, CFS, FlexGen, Aggreko, SL Rack, Servinca, MPC Energy Solutions y Genera PR, entre otras.

El evento cuenta con el apoyo de más de 30 empresas partners que impulsan el desarrollo energético regional, entre las que se destacan Sungrow, JA Solar, Seraphim, CATL, Trina Solar, EGE Haina, Solis, FE Energy, Schletter, Soventix, Risen, Yingli, ZNShine, GCL, Ennova, Elecnor, Ventus, Great Power, Milwaukee Tool, Nordex Acciona, FMO, SL Rack, Aggreko, AABI Group, Black & Veatch, Jiménez Peña, DIPREM, CFS, TLS, BLC Power Generation, DNV, Asturmadi Reneergy y la Comisión Nacional de Energía (CNE). A ellos se suman los Strategic Partners del evento: OLADE, ASOFER y MER.

Uno de los momentos más esperados será la jornada del jueves 3 de abril, con el Especial Storage Day, un bloque dedicado exclusivamente al almacenamiento energético, donde se analizará el rol clave de los BESS en la estabilidad de la red, su marco regulatorio, su viabilidad financiera y las nuevas soluciones tecnológicas que ya se están desplegando en el Caribe y Centroamérica.

Con todos los focos puestos en Santo Domingo, FES Caribe 2025 se posiciona como el evento donde se construyen las alianzas estratégicas, se presentan las nuevas tendencias tecnológicas y se definen los próximos pasos del mercado energético regional.

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El almacenamiento con baterías se consolida como una tecnología estratégica para acelerar la transición energética en Latinoamérica. Este será el eje central del webinar «Storage: Oportunidades en Latinoamérica», organizado por Energía Estratégica, parte de Strategic Energy Corp., que se realizará el próximo martes 23 de abril.

El evento reunirá a especialistas y referentes de empresas líderes del sector, quienes debatirán sobre modelos de negocio, avances tecnológicos, marcos regulatorios y oportunidades para impulsar proyectos de almacenamiento energético en distintos países de la región.

La jornada comenzará a las 8:00 h (México), 9:00 h (Colombia y Panamá) y 11:00 h (Argentina, Chile y Uruguay). La participación es gratuita y los interesados ya pueden inscribirse.

Panel 1 – 9:00 h (Colombia): «El futuro del almacenamiento en Latinoamérica: claves para la expansión»

Este panel explorará cómo desarrolladores, generadores y fabricantes pueden aprovechar el crecimiento del almacenamiento con baterías en la región. Se analizarán los mercados más avanzados, los que presentan mayor potencial de crecimiento a corto plazo, y el rol de las nuevas tecnologías en la estabilidad de la red y la rentabilidad de los proyectos.

Entre las empresas confirmadas se encuentran Sungrow, Solis, Pylontech y Quartux.

Panel 2 – 9:45 h (Colombia): «Las múltiples ventajas del almacenamiento con baterías y los modelos de negocios para apalancarlos»

El segundo panel se centrará en los beneficios que ofrece el almacenamiento tanto para la red eléctrica como para el mercado, y abordará los modelos de negocio más efectivos para su desarrollo. Además, se debatirá sobre las estrategias de financiamiento para proyectos de gran escala y la necesidad de establecer nuevos incentivos, con un foco particular en el caso de Chile.

Participarán empresas como Amara NZero, APsystems y Growatt.

“Storage: Oportunidades en Latinoamérica” se perfila como un evento clave para entender el presente y futuro del almacenamiento con baterías en la región, conocer experiencias de actores líderes del sector y anticipar las tendencias que marcarán los próximos años.

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El Ministerio de Economía de Argentina definió el cierre definitivo del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) a través del Decreto 234/2025, en el marco de la revisión, saneamiento o disolución de los Fondos Fiduciarios Públicos.

«En línea con los 21 fondos disueltos anteriormente, el FFTEF registraba un pésimo uso de los recursos de la sociedad, falta de controles y de resultados», indica un comunicado del Poder Ejecutivo.

Este Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal había sido creado en 1999 con el objetivo de financiar obras de ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de alta tensión, para abastecer la demanda o interconectar regiones eléctricas. En ese sentido, para los ingresos del Fondo se había establecido un porcentaje sobre el recargo de las tarifas que pagan las empresas distribuidoras y los grandes usuarios por compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), porcentaje que tuvo diversas modificaciones.

No obstante, una auditoría realizada por la Sindicatura General de la Nación (Sigen) arrojó como resultado diversas falencias en el funcionamiento del FFTEF.

Entre ellas se destaca el incumplimiento del Reglamento de Contrataciones; significativas demoras en la ejecución de las obras; las inconsistencias en la registración de las operaciones y las transferencias efectuadas; la imposibilidad de realizar un control de trazabilidad de los fondos aplicados; y estados contables no auditados ni ajustados por inflación.

«Asimismo, la disolución de este Fondo Fiduciario no alterará la continuidad de la política pública para financiar las obras necesarias para ampliar el sistema de transporte de energía eléctrica, tarea que seguirá a cargo de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía», asegura el comunicado del gobierno de Argentina.

«Es por eso que, atento a las falencias encontradas en el funcionamiento del FFTEF, el Gobierno reafirma su voluntad de lograr una gestión pública más eficiente, transparente y orientada al bienestar común, garantizando el uso racional de los recursos públicos y fortaleciendo el control sobre las finanzas públicas», concluye.

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Con más de 10 GW instalados en Latinoamérica y una trayectoria de más de 40 años en la fabricación de aerogeneradores, Nordex Group busca impulsar la reactivación del sector eólico en México. En el marco del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jordi Pous, Service Sales Manager Latam de Nordex Group, planteó una hoja de ruta clara para destrabar el potencial renovable del país.

“Primero démosle salida a lo que está ya instalado”, manifestó Pous, haciendo referencia a los proyectos comisionados que aún esperan interconectarse a la red eléctrica. Según el ejecutivo, estos desarrollos ya están técnicamente listos para inyectar energía, pero continúan sin los permisos correspondientes. Mientras tanto, Nordex continúa realizando tareas de mantenimiento para la preservación de estos proyectos.

“Las empresas necesitan certidumbre para poder seguir invirtiendo en la energía renovable en México”, enfatizó. En ese sentido, el ejecutivo solicitó avanzar con las interconexiones antes de volcarse completamente al desarrollo de nuevos parques. Aunque reconoció que ya existen indicios de una reactivación, advierte que “tenemos que dar certidumbre y salida a lo que ya está listo para inyectar energía al sistema”.

Condiciones favorables para la inversión 

México cuenta con características privilegiadas, que lo posicionan estratégicamente para el desarrollo eólico. En este sentido, Pous señaló: “La situación geográfica de México es inigualable, incluso para traer componentes para la instalación de los mismos aerogeneradores”.

El país es un nodo logístico clave entre Europa y Asia, y el referente de Nordex en la región destaca la existencia de clústers bien diferenciados: uno en el norte con vientos medios, otro en Oaxaca con vientos altos, y un tercero en la península de Yucatán, donde se encuentran vientos medios, pero con el riesgo de que también lleguen huracanados. Esta diversidad requiere un enfoque técnico adaptativo para cada proyecto.

Durante FES Mexico, Jordi Pous subrayó la proximidad a puntos de conexión como un elemento estratégico clave: “Estamos cerca de los puntos de conexión, lo cual hace ideal para las empresas poder posicionarse cerca del recurso y de donde está la generación”.

Otro aspecto fundamental es el elevado factor de planta que ofrece el país. En palabras de Pous: “En el Istmo tenemos un viento que no se ha visto en otro lugar del mundo. En pocos sitios del mundo tenemos ese recurso”, lo que abre la puerta a un crecimiento mucho mayor en la capacidad instalada.

A pesar de que el primer parque eólico se instaló hace más de 15 años, el ejecutivo consideró que México es aún un mercado poco maduro en comparación con otros mercados. Sin embargo, destacó una diferencia fundamental en el modelo de negocio: “En Europa se trabajan con proyectos pequeños de pocos megavatios; a diferencia de México, que estamos hablando de parques de alrededor de 100 MW cada uno”.

Actualmente, México alberga 74 parques eólicos en 15 estados, con un total de más de 3.300 aerogeneradores en funcionamiento. En promedio, cada unidad opera con una capacidad de 3 a 3.5 MW, lo que representa una oportunidad para el segmento de operación y mantenimiento en la actualidad, y anticipa la posibilidad de repotenciarlos con las últimas innovaciones tecnológicas.

En este contexto, Pous reconoce que la tendencia apunta hacia turbinas más potentes: “Entiendo que ya andamos en 6 MW onshore”, confirma, reforzando la idea de que la evolución tecnológica será central para cubrir la demanda futura y adaptar las soluciones a los nuevos desafíos del mercado mexicano.

Horizonte 2030 y aportes tecnológicos

En relación con la planificación a mediano plazo, Nordex respalda el objetivo nacional de instalar entre 6 GW y 9 GW de energía renovable entre 2025 y 2030, de los cuales calculan que al menos 2.4 GW serían eólicos distribuidos en unos siete proyectos. Para ello, Pous consideró que el rol del proveedor tecnológico es clave: “Desde el punto de vista del tecnólogo, tendríamos que aportar todas las bases y los requerimientos técnicos y contractuales que solicitan los desarrolladores”, afirmó.

Uno de los aportes tecnológicos que ya se perfila como tendencia es la plataforma Delta 4000, capaz de ofrecer soluciones a medida para diferentes condiciones de viento. “Puede tener un diámetro de rotor de 162 hasta 175 metros y una potencia de 5 MW hasta 7 MWh por turbina”, detalló Pous. Esta flexibilidad permite adaptar los aerogeneradores a los distintos clústers identificados en el país.

Aquello no sería todo. Frente al impacto de los aranceles al acero asiático, este fabricante también propone innovaciones en materia de infraestructura. En particular, destaca una solución estructural desarrollada por la compañía: “Nordex tiene una solución que es una torre de hormigón que puede ser fabricada incluso con socios estratégicos aquí en México”. Esto no solo reduciría costos, sino que promovería el desarrollo local mediante la fabricación en sitio.

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La provincia de Mendoza atraviesa un momento clave en su transición energética, de modo que desde la Empresa Mendocina de Energía (EMESA) plantearon un plan para expandir el sistema de transmisión e incorporar más capacidad renovable. 

“Mendoza cuenta con más de 1000 MW de proyectos solares en ejecución y desde EMESA nos enfocamos en líneas de alta tensión. ¿Cómo? Continuando con un plan de, llevar el sistema de 500 kV al de 220 kV, y la etapa que sigue es de 220 kV a 132 kV, nos vamos acercando al usuario final”, reveló Pablo Magistocchi, quien hasta hace pocos días presidía EMESA y hoy es Country Manager de IMPSA.

Por ejemplo, en agosto del año pasado fue inaugurada la línea en alta tensión Cruz de Piedra–Gran Mendoza, promovido y fondeado por el gobierno provincial a través de los procedimientos de CAMMESA de expansión del sistema de transporte.

“Ese proyecto nos permitió aumentar la capacidad de transporte en 600 MVA y transar la energía eléctrica con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). También permitió que los proyectos solares que tenía Mendoza, con módulos de entre 20 y 30 MW, pasaran a ser proyectos de 200-300 MW”, destacó Magistocchi.

“Los proyectos que habíamos desarrollado pensando para el Programa RenovAr, ahora pudimos aumentarlos a módulos de 100 a 400 MW de potencia. EMESA desarrolla los proyectos y atrae inversión privada”, remarcó en diálogo con Energía Estratégica.

Entre los emprendimientos más avanzados se encuentra el Parque Solar Malargüe I, recientemente inaugurado por Genneia, con una capacidad de 90 MW y una inversión de más de 90 millones de dólares. 

Este es el primer proyecto solar de la compañía en Mendoza y el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en Argentina. Con una superficie de 312 hectáreas, el parque cuenta con más de 160.000 paneles bifaciales de última tecnología que optimizan la eficiencia hasta un 10% adicional, al captar radiación directa y reflejada.

Además, Genneia anunció el desarrollo del parque fotovoltaico San Rafael con una potencia de 150 MW y una inversión de 150 millones de dólares. Este proyecto, que se sumará al Parque Solar Anchoris (180 MW), actualmente en construcción en Luján de Cuyo, y el proyecto Río Diamante (340 MW) que aún se encuentra en etapa de prospección. 

“También logramos traer a YPF Luz, que compró el proyecto El Quemado (305 MW y el primero en aprobarse en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones – RIGI). Ese proyecto está en ejecución en este momento, y por lo tanto es probable que, a lo mejor con suerte a fines de este año o inicios del 2026 ya esté operativo”, complementó el entrevistado. 

“Además, la firma Aconcagua posee un proyecto de 115 MW que le compró a EMESA, que también ya ha empezado la construcción y seguramente entre en operación a fines de 2026”, añadió.

La estrategia de EMESA no se limita a desarrollar parques solares, sino que pone especial énfasis en la expansión del sistema de transporte. Y uno de los proyectos en marcha es Valle de Uco, que busca conectar los sistemas de 220 kV con el de 132 kV, pensado específicamente para abastecer la demanda más que para incorporar nueva generación.

En paralelo, EMESA lidera un ambicioso proyecto minero-energético: una línea de alta tensión que atravesará toda Mendoza por la alta montaña, desde el norte de Neuquén hasta el sur de San Juan. 

“Estamos trabajando con el EPRE de San Juan y con la Secretaría de Energía de Neuquén. Es un proyecto de 1.200 millones de dólares de tabla, pero hemos hecho un foco en uno de los tramos que va de Valle de Uco hasta el sur de San Juan, porque trabajamos con mineras que están desarrollando proyectos, con la idea de tener en el 2028 una línea de 500 kV”, detalló el ejecutivo.

Además, Mendoza ha creado el Distrito Occidental Minero en Malargüe, lo que refuerza la necesidad de infraestructura energética. Por lo que la segunda fase del proyecto contempla llevar una línea de 500 kV por el eje de la nueva ruta en desarrollo, destinada a acompañar el crecimiento minero en la región.

A pesar del dinamismo provincial, la expansión del transporte hacia grandes centros de consumo sigue siendo un desafío nacional. Magistocchi señala que “Mendoza necesita que el Estado Nacional avance”, y recuerda que sigue en cartera la línea Río Diamante – Charlone – Plottier – Plomer en 500 kV, una obra que permitiría abrir capacidad de transporte clave para nuevos proyectos.

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La tecnología de transmisión eléctrica de corriente continua para largas distancias aparece hacia finales de los años sesenta y ha evolucionado hasta lo que hoy son proyectos de vanguardia en todo el mundo. En Chile, tendremos una primera línea con esta tecnología con la puesta en operación del proyecto Kimal-Lo Aguirre. Permitirá transmitir hasta 3 mil MW desde el norte al centro del país, disminuyendo la actual tasa de vertimiento de energía renovable y aportando a la descarbonización del país.

A continuación, exploramos algunos de los proyectos más emblemáticos de esta tecnología a nivel global.  Gracias a su capacidad para reducir pérdidas en la transmisión, mejorar la seguridad del suministro y conectar fuentes renovables a larga distancia, estos proyectos demuestran cómo la innovación en infraestructura eléctrica es clave para un futuro energético más sostenible y eficiente.

1. Changji-Guquan, China: el proyecto de HVDC más potente del mundo

China ha sido pionera en la implementación de tecnologías HVDC a gran escala. Con 3.324 km, la línea Changji-Guquan ostenta el récord de la línea de transmisión más potente del mundo, operando a 1.100 kV y con una capacidad de 12 GW. Esta infraestructura conecta el noroeste del país, rico en recursos renovables, con los grandes centros de consumo en el este, asegurando un suministro eficiente y estable. Gracias a esta interconexión, se ha reducido en más de 30 millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, equivalente a retirar de circulación aproximadamente seis millones de automóviles.

2. Inelfe: uniendo España y Francia

El proyecto Inelfe (interconexión eléctrica Francia-España) es una de las infraestructuras más avanzadas de HVDC en Europa. Con 64,5 km y una capacidad de 2.000 MW, esta línea de 320 kV ha duplicado la capacidad de intercambio eléctrico entre ambos países, facilitando una mayor integración de las energías renovables en la península ibérica y reforzando la estabilidad del sistema eléctrico europeo. Se estima que esta interconexión ha reducido la dependencia de generación térmica en España en un 5%, disminuyendo así las emisiones en aproximadamente 1,2 millones de toneladas de CO₂ anuales.

3. Quebec – Nueva Inglaterra: un clásico de la interconexión norteamericana

Desde los años 80, la interconexión entre Quebec (Canadá) y Nueva Inglaterra (Estados Unidos) ha sido un ejemplo clave de cómo HVDC puede mejorar la eficiencia del suministro eléctrico. Esta línea de 1.480 km y 450 kV transporta hasta 2.000 MW, generados por fuentes hidroeléctricas canadienses a los mercados del noreste de Estados Unidos, ofreciendo una alternativa limpia y confiable a los combustibles fósiles. Se estima que ha evitado la emisión de más de 10 millones de toneladas de CO₂ desde su entrada en operación.

4. Xlinks: uniendo Marruecos con el Reino Unido

Uno de los proyectos más ambiciosos en desarrollo es Xlinks, un enlace de 3.800 km que conectará Marruecos con el Reino Unido mediante cables submarinos HVDC de 1.100 kV. La iniciativa busca aprovechar la energía solar y eólica del desierto marroquí para suministrar 10.5 GW de electricidad a siete millones de hogares británicos. Este proyecto podría evitar la emisión de hasta 3,6 millones de toneladas de CO₂ al año, al reemplazar generación basada en gas natural y carbón en el Reino Unido.

5. Bipolo Xingu-Río de Janeiro, Brasil: líder en Sudamérica

Brasil ha sido un referente en el uso de tecnología HVDC en Sudamérica, destacando el proyecto Bipolo Xingu-Río de Janeiro de 800 kV. Con 2500 km y una capacidad de 4000 MW, esta interconexión transporta energía desde el complejo hidroeléctrico de Belo Monte en la Amazonía hasta el sureste del país. Su implementación ha permitido reducir significativamente la necesidad de generación térmica en la región, evitando emisiones cercanas a siete millones de toneladas de CO₂ anuales.

6. Kimal-Lo Aguirre, Chile: el primer proyecto HVDC del país y segundo de la región

El primero de su tipo en el país y el segundo en el Cono Sur, después del de Brasil. Esta línea HVDC de 1.346 km, 600 kV y una potencia de 3.000 MW conectará la región de Antofagasta con la zona central del país, permitiendo una mayor integración de la energía solar y eólica del norte en la matriz nacional. Se estima que la puesta en marcha de este proyecto reducirá en más de cuatro millones de toneladas anuales las emisiones de CO₂, contribuyendo a los compromisos de descarbonización del país y mejorando la seguridad del suministro eléctrico.

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El Salvador transita una senda incierta en materia energética. Los capitales se mantienen fuera y los proyectos se congelan por falta de claridad en las reglas del juego.

«La incertidumbre en el cambio de normativa y nuevas regulaciones, que involucran la comercialización de energía en generación distribuida han detenido inversiones», advierte Iraida Umanzor de Salmerón, directora ejecutiva de la Asociación Salvadoreña de Energías Renovables (ASER).

Por su parte, las distribuidoras, en un cálculo defensivo, han decidido no avanzar con aprobación de proyectos hasta obtener mayor certeza del rumbo que tomará la política y regulación a cargo de la Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas (DGEHM) y la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).

De allí, la directora ejecutiva de la ASER ha manifestado a Energía Estratégica sus inquietudes respecto al porvenir del sector hacia 2030. Según Umanzor, «el crecimiento en renovables básicamente se está dando en las instalaciones de sistemas de autoconsumo y se vislumbran pocos proyectos grandes que puedan incorporarse en los siguientes años».

De echo, en cuanto a proyectos específicos para el mercado mayorista, Umanzor menciona haber escuchado de «un proyecto de 40 MW que están construyendo», aunque admite no tener detalles exactos al respecto. Esto refleja la escasez de información y la falta de nuevos desarrollos significativos en el sector.​

Ante este escenario, el gremio empresario espera que las autoridades aclaren a la brevedad cuáles serán los cambios en la normativa, por ejemplo de Usuarios Finales Productores de Energía Eléctrica con Recurso Renovable (UPR), entre otras condiciones para la venta de energía.

«Se espera que la DGEHM defina de una vez los cambios en relación a estos nuevos contratos o cambios en la normativas como la UPR o la venta de energía entre privados para esclarecer la viabilidad de los proyectos», enfatiza la directora de ASER.

Sobre nuevas oportunidades de negocio, la ejecutiva indica que «no se ha lanzado ninguna licitación y la venta a grandes clientes siempre es bastante engorrosa por las limitantes que las distribuidoras colocan para poder servir a clientes que se encuentran dentro de sus redes de distribución». Estas barreras dificultan la expansión del mercado y la implementación de nuevos proyectos renovables.​

Además, la iniciativa gubernamental de invertir en energía nuclear ha sembrado incertidumbre entre los inversionistas. En concreto, la aprobación de la Ley de Energía Nuclear en octubre de 2024 permite la entrega de licencias a entes privados y allana el camino para la generación eléctrica con esta tecnología.

El gobierno también ha impulsado la creación del Organismo para la Implementación del Programa de Energía Nuclear en El Salvador (OIPEN), que dependerá de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y evaluará la factibilidad de plantas nucleares en el país.

Esto repercute en el rubro de las renovables. En palabras de Umanzor: «el anunció de iniciativa de invertir en energía nuclear crea una zozobra a inversionistas». Esta preocupación radica en la posibilidad de que la energía nuclear, «puede desplazar, vía precio, la generación de otras fuentes como la renovable» en el mercado energético salvadoreño.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) asignó con prioridad de despacho a 1684,8 MW de capacidad, repartida en 18 proyectos que se presentaron al llamado del cuarto trimestre 2024 del Mercado a Término (MATER) de Argentina.

Esto significa que CAMMESA asignó a más de un tercio de la totalidad de proyectos registrados (46) y el 75% de la potencia mínima solicitada a mediados de febrero del corriente año (2223,30 MW – aunque si se contemplan los 3681,53 MW máximos pedidos, el porcentaje baja a 45%). 

De los 1684 MW adjudicados con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para abastecer a grandes usuarios del sistema, sólo 502 MW ingresarán vía MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y los restantes 1182,4 MW lo harán por el mecanismo Referencial A, es decir con posibilidad de curtailment hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación. 

Una de las particularidades de esta convocatoria es que, a diferencia de la tendencia de los últimos llamados, se adjudicó más capacidad eólica que solar, a pesar que esta última tecnología predominaba en la cantidad de solicitudes. 

Puntualmente, CAMMESA asignó con prioridad de despacho a 9 de los 14 parques eólicos presentados, que en total suman 752,8 MW bajo el mecanismo Referencial A, repartidos de la siguiente manera:

• Central Puerto con 131 MW entre los PE Los Alamitos (111 MW) y Achiras III (20 MW) en los corredores Patagonia – provincia de Buenos Aires y Centro – Cuyo – Noroeste Argentino, respectivamente.
• Fortescue con 212 MW en los proyectos Cerro Policía I (62 MW) y III (150 MW) en la región de Comahue.
• Parques Eólicos del Plata con 79,8 MW para su central homónima en Patagonia – PBA.
• WindSol sumará 30 MW para el PE Vientos del Atlántico (ya cuenta con 70 MW de 3er trim. 2023) en la costa atlántica. 
• ABO Energy tendrá 300 MW entre los parques Energía Pura (108 MW), Patagónicos (100 MW) y del Nuevo Sur (92 MW). 

En el caso de ABO Energy, contará con prioridad de despacho debido a que sus proyectos están asociados a nuevas obras de transporte eléctrico en Choele Choel (reemplazo de transformadores 132/500kV por un banco monofásico 3x150MVA y fase de reserva – 450 MVA), que la compañía logró en el 2do trimestre del 2024.

Mientras que por el lado solar, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA designó 252 MW entre 7 parques fotovoltaicos que se ubicarán en distintos puntos del país:

• Enerland: 12 MW para el PS Junin II, en el corredor Buenos Aires – La Plata.
• Eoliasur: 120 MW para el proyecto Rafaela, reingresado tras haber ganado en el 3er trim. 2023 y luego darse de baja, que se conectará en el Litoral.
• Permela SA: 20 MW para el PS La Peña Solar en el Noreste Argentino (NEA)
• PowerChina: 20,8 MW con la central Villa María del Río Seco y correspondiente ampliación en la provincia de Córdoba
• Genneia: 79,2 MW en el PS Agua del Toro – San Rafael etapa III en Mendoza
• CAPEX: 30 MW con la planta fotovoltaica Agua del Cajón en Neuquén

A ello se debe añadir que hubo adjudicaciones a dos obras para expandir el sistema de transmisión eléctrica nacional, mediante el marco A2 de la Resolución 360/23 de la Secretaría de Energía de la Nación (MATER 360), por lo que tendrán capacidad reservada para futuros parques de generación. 

PCR volvió a sumar un proyecto de esta índole, mediante la  inserción de Capacitores Serie ET Monte Quemado en ambos lados / Corredor Cobo – Monte Quemado / Monte Quemado – Chaco 500 kV, y tendrá 350 MW a disposición una vez concrete la obra. 

En tanto que Solar Energy SA hará lo propio con 300 MW gracias a la compensación Shunt Malvinas 132 kV (aumento exportación Centro – Cuyo – NOA), más el reemplazo del capacitor serie en la estación transformadora Recreo.

La entrada CAMMESA adjudicó casi 1700 MW renovables en otro llamado del MATER de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC) analizó el diseño actual y posible continuidad de las licitaciones de suministro para clientes regulados en Chile, considerando que la última (Licitación 2023/01) acarreó cambios vinculados a la incorporación del concepto de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

Rafael Loyola, director ejecutivo de APEMEC, consideró que durante 2015 y 2022 fueron “gran fenómeno de precios competitivos”, pero también que existen aspectos a mejorar, a fin de reconocer el valor de la energía renovable capaz de generar de forma continua.

“Lo primero tiene que ver con la cobertura espacial de los bloques licitados, donde tener que abarcar suministros demasiado lejos de los puntos de producción está llevando a la quiebra a varias empresas. Observando los principales adjudicatarios, se ha terminado incentivando la sobrecontratación masiva por parte de los grandes actores convencionales a plazos muy largos y, en algunos casos, sin siquiera mediar compromisos de nueva generación al sistema”, manifestó.

Por lo que desde el gremio apuntaron a la importancia de implementar bloques que permitan fomentar el desarrollo de energía renovable de base 24×7, como la hidroeléctrica. 

“Dicha tecnología será cada vez más necesaria para complementar la energía variable eólica y solar, siendo una alternativa más económica, con mayor robustez y de mayor vida útil si se compara con el conjunto infraestructura de generación variable + transmisión + almacenamiento”, sostuvo Loyola. 

Cabe recordar que en la última Licitación de Suministro 2023/01, en la que Enel se adjudicó los 3.600 GWh/año subastados, con un precio promedio de USD 56,679/MWh, incorporando un portafolio de ocho centrales de pasada (635 MW), cinco embalses (2085 MW), parques eólicos y plantas a gas natural.

Y si bien las bases preliminares de dicha convocatoria incluyeron incentivos económicos al almacenamiento y generación con renovables no variables, en un primer momento las plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedaron exceptuadas de dicha definición hasta el correspondiente reclamo del sector. 

Por otro lado, uno de los puntos críticos abordados por Loyola en conversación con Energía Estratégica es el impacto económico de los vertimientos renovables diurnos, que en algunos casos alcanzan el 50% del total disponible, con costos marginales cercanos a cero en gran parte del bloque solar.

A ello sumó un fenómeno particular del sistema chileno: “Casi un tercio de la energía diurna es proveniente de los PMGD solares, equivalentes aproximadamente a 3000 MW, que están exentos del vertimiento del sistema y cuya energía el país la paga a un altísimo precio (entre 60 a 70 USD/MWh)”.

Según sus cálculos, esto implica un sobrecosto anual de USD 400 millones, que afecta directamente a todos los usuarios, tanto residenciales como industriales. Y junto con el reciente blackout del 25 de febrero, el director ejecutivo de APEMEC subrayó que “quedó de manifiesto que el sistema presenta una mayor fragilidad ante perturbaciones” y que “aún resta analizar el rol que jugaron los PMGD en la propagación de la falla”. 

“Sin embargo, un hecho notable de destacar es que las fuentes hidroeléctricas de embalse y de pasada fueron los principales recursos utilizados para la recuperación de la falla, demostrando su gran importancia para fortalecer el sistema, en particular por inercia y su capacidad de partidas en negro, atributos hoy prácticamente inexistentes en el resto de la generación renovable del país”, declaró.  

“El país no puede renunciar a su capacidad hidroeléctrica, en especial dadas las características geográficas únicas que tenemos. Esto debe hacernos reflexionar sobre la necesidad de incrementar los niveles de energía renovable que sea capaz de producir energía 24×7, remunerando los atributos que entrega este tipo de generación”, insistió. 

Pero para materializar nuevos proyectos de índole, se requeriría racionalizar la permisología ambiental y sectorial de la Dirección General de Aguas, advirtiendo que actualmente afecta “gravemente”, incluso a centrales de menor impacto. 

La entrada APEMEC de Chile propone rediseñar las licitaciones de suministro para incentivar energía renovable 24×7 se publicó primero en Energía Estratégica.

WEG, proveedor global con más de 1.500 líneas de productos eléctricos y electrónicos, se posiciona como un socio estratégico para los interesados en participar de la licitación lanzada por la Secretaría de Energía de Argentina para adjudicar 500 MW de sistemas de baterías destinados a aliviar la demanda eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

«Es un gran inicio para BESS en Argentina», manifestó Ricardo Estefano Rosa, gerente global de ventas de sistemas de almacenamiento de energía de WEG.

El testimonio fue brindado durante el Future Energy Summit Argentina (FES Argentina), donde el ejecutivo destacó el carácter estratégico de la convocatoria para el país. «Argentina da un paso muy importante al publicar esta licitación con un grado de madurez que se ve en pocos países», sostuvo.

La licitación pública, bajo el nombre AlmaGBA, prevé la instalación de BESS en las redes de Edenor y Edesur. Con una capacidad de almacenamiento de cuatro horas de descarga continua, el proceso licitatorio permitirá proyectos de entre 10 MW y 150 MW, con fecha objetivo de habilitación para enero de 2027 y tope de operación en diciembre de 2028. La presentación de ofertas estará abierta hasta el 19 de mayo, con adjudicación prevista para el 27 de junio.

«Lo que va a determinar el éxito de la operación no es solamente el costo del capital, sino la inteligencia del sistema y la garantía de performance», explicó Rosa, al subrayar la importancia de elegir tecnología capaz de optimizar el rendimiento financiero del proyecto.

Desde hace una década, WEG diseña y fabrica en Brasil sistemas de almacenamiento que integran celdas de litio-ferrofosfato, conversores de potencia, software de gestión y transformadores. «Hay poca gente que conoce BESS como algo multidisciplinar», indicó el ejecutivo, destacando que WEG produce internamente todos los componentes, lo que permite asegurar una integración robusta y prever el rendimiento a lo largo de la vida útil del proyecto.

«Las baterías tienen una curva de degradación, no van a performar igual durante todo el proyecto», advirtió, señalando que el exceso de optimismo en las proyecciones ha sido una de las causas principales de fracasos internacionales en proyectos de este tipo. En ese marco, resaltó: «Necesitas que tengas la garantía de performance del fabricante y eso WEG lo ofrece junto con sus productos».

La empresa brasileña cuenta con presencia en Argentina desde hace más de 30 años, con un equipo local consolidado que ya ha desarrollado proyectos de generación, transmisión, distribución e industria. «Estamos a disposición de todos los proponentes porque tenemos una experiencia muy grande, especialmente con la parte de control y fabricación, todo acá en el Mercosur», aseguró Rosa.

El ejecutivo resalta que WEG exporta desde Sudamérica a todo el mundo, y que su centro de ingeniería global se encuentra a pocas horas en avión desde Buenos Aires. Además, destacó la capacidad instalada en Brasil: «Estamos ampliando nuestra fábrica para producir 2 GWh al año de BESS, lo que permitiría atender en un único año toda la necesidad de una licitación como esta en Argentina».

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La Presidenta de México, Claudia Sheinbaum Pardo, dio el banderazo de salida al programa Sol del Norte, en Mexicali, Baja California, a través del cual la Comisión Federal de Electricidad (CFE) instalará 5 mil 500 paneles fotovoltaicos en los techos de las viviendas de este municipio con una inversión de 200 millones de pesos (mdp), con lo cual se aprovechará la luz solar para producir energía y con ello reducir la tarifa de la luz que se paga, particularmente en temporadas de temperaturas extremas.

“Se van a instalar este año en 5 mil casas —y el próximo año lo vamos a aumentar— paneles solares en los techos de sus casas. Con eso, en vez de tener la electricidad que viene de la red y que se paga, una parte de su consumo va a venir de lo que se capte del sol directamente y eso va a permitir que se use energía del sol y, además, que baje la tarifa que ustedes pagan durante el verano. Ese es el objetivo de este programa que se llama Sol del Norte”, explicó.

Destacó que el programa Sol del Norte se suma al subsidio que dejó el expresidente Andrés Manuel López Obrador para reducir los costos de la electricidad en Baja California, y además abona al principio de “por el bien de todos, primero los pobres”, ya que la instalación de los paneles solares comenzará en los hogares que más lo necesitan.

“Poco a poco vamos a ir avanzando a las demás viviendas para que haya bienestar, cuidemos el medio ambiente y también se pague menos por la tarifa de la luz”, destacó.

Con este programa además de ayudar a reducir las tarifas de luz, también se cuida al medio ambiente ya que se estima que anualmente se evitará la emisión de 4 mil 864 toneladas de CO2, que es equivalente a sacar de circulación más de mil automóviles.

La Jefa del Ejecutivo Federal señaló que, respecto a la decisión del Gobierno de Estados Unidos de imponer aranceles a todos los países, su administración esperará al 2 de abril para conocer exactamente la magnitud de las medidas; sin embargo, puntualizó que el Gobierno de México siempre defenderá la soberanía y el interés nacional.

“Siempre vamos a estar informando de los impactos que esto pueda tener y buscando la mejor negociación con Estados Unidos para poder tener una situación preferencial. ¿Por qué preferencial? Pues porque somos socios comerciales y porque estamos pegados a Estados Unidos. Pero tiene que quedar muy claro, a todas y a todos, porque lo tenemos muy claro nosotros, que siempre vamos a defender la soberanía de nuestro país. En México decidimos las y los mexicanos. Somos un país libre, independiente y soberano. Vamos a estar siempre informando y haciendo lo mejor para México”, agregó.

Ante las y los bajacalifornianos, informó que en la entidad se impulsan obras estratégicas como el Hospital General Regional No. 23 del Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS) en Ensenada, cuya primera fase estará concluida para antes del mes de junio; también se hará un bypass en la carretera de Tijuana a Ensenada; una desaladora de agua en Rosarito; se concluirá el Viaducto de Tijuana que mide más de 10 kilómetros con los que se ayudará a la movilidad de la zona y se tecnificarán los Distritos de Riego para incrementar la productividad de los campos en Mexicali y Tijuana, pero además para que el agua sobrante se destine al consumo humano.

La secretaría de Energía, Luz Elena González Escobar, destacó que con la instalación de paneles solares se busca utilizar la energía del sol para reducir las desigualdades, por lo que se dará preferencia a los hogares más vulnerables ya que las y los beneficiarios tendrán un ahorro de alrededor de 70 por ciento en sus recibos mensuales de luz.

Informó que para poder participar en el programa Sol del Norte, a partir de hoy los interesados podrán registrarse en la página: https://soldelnorte.energia.gob.mx para que posteriormente se realice una visita a los hogares para llevar a cabo una evaluación de las condiciones sociales y de la vivienda para la instalación de los paneles solares.

Anunció que posteriormente el programa Sol del Norte será llevado a Hermosillo, Sonora, así como a otras ciudades donde el calor en verano sea un problema, con el objetivo de que en el sexenio se instalen paneles solares en más de 150 mil hogares de todo el país.

“Este programa va a ir creciendo, se va a ir aumentando en otras ciudades que, como ustedes, padecen temperaturas altas y que en tiempo de verano eso representa un costo mayor para sus viviendas. Como lo ha dicho la Presidenta siempre: el gobierno nunca puede separarse nunca de su pueblo. Por eso estamos nuevamente aquí, cumpliendo con este compromiso y poniendo en marcha este programa, que será para beneficio de todas y todos ustedes”, agregó.

La gobernadora de Baja California, Marina del Pilar Ávila Olmeda, destacó que con el programa Sol del Norte se ponen en el centro las necesidades más básicas de las personas, en especial de quienes viven en las zonas más vulnerables del estado.

La beneficiaria del programa Sol del Norte, Lucía Hernández Pavian, celebró que con este programa se beneficiará en el pago de su recibo de luz y además destacó que con la Presidenta Claudia Sheinbaum se ayuda a las mujeres más vulnerables.

Acompañaron a la Presidente de México en el arranque del programa Sol del Norte, la directora general de la Comisión Federal de Electricidad, Emilia Esther Calleja Alor; el secretario de Salud, David Kershenobich Stalnikowitz; el subsecretario de Planeación y Transición Estratégica de la Secretaría de Energía, Jorge Marcial Islas Samperio; el secretario técnico de la Presidencia de la República y coordinador general de Programas para el Bienestar, Carlos Torres Rosas; la coordinadora general de Asuntos Intergubernamentales y Participación Social de la Presidencia de la República, Leticia Ramírez Amaya y la presidenta municipal de Mexicali, Norma Alicia Bustamante Martínez.

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El Gobierno del Cambio continúa su labor en las zonas más necesitadas del país, implementando proyectos energéticos que promueven el bienestar comunitario, a través de la estrategia Colombia Solar. En esta ocasión, el departamento de Magdalena celebra la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud para una reducción mayor al 50% en la factura de energía en hospitales y centros de salud, en beneficio de 10.686 personas, entre pacientes, médicos y trabajadores del sector.

Las instituciones impactadas son el Hospital San Cristóbal, de Ciénaga, y los Centros de Salud La Candelaria y La Paz, en Santa Marta. El Hospital San Cristóbal, por ejemplo, venía pagando en energía entre $68 y $70 millones al mes. Gracias al uso de la energía solar, se pagó $27 millones en la factura del servicio.

Con una inversión que supera los $2.400 millones, se han instalado Sistemas Solares Fotovoltaicos y se han implementado medidas de Gestión Eficiente de la Energía, transformando así la atención sanitaria en esta zona de la región Caribe.

“Celebramos la inauguración de tres Comunidades Energéticas de Salud en el Magdalena, una acción que refleja el firme compromiso del Gobierno Nacional con la Transición Energética Justa. A través de estas soluciones fotovoltaicas, aseguramos el acceso a energía limpia y sostenible, garantizando así la seguridad y soberanía energética de nuestro país. Esta iniciativa beneficia a las comunidades en general y contribuye a un ahorro aproximado de $217 millones anuales, recursos que estas instituciones podrán reinvertir en la sostenibilidad del sistema, mejorar la atención de sus pacientes o adquirir nuevas tecnologías”, afirmó el Ministro de Minas y Energía, Edwin Palma.

Con este proyecto, se implementaron medidas de Gestión Eficiente de la Energía, en las que se incluyeron sensibilizaciones y capacitaciones de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, eficiencia energética y uso racional de la energía. Con una capacidad instalada cercana a 155,78 kilovatio pico (kWp) y una generación anual aproximada de 245.796 kilovatio hora (kWh). ConEnergía no solo democratiza el acceso a la energía, sino que también fortalece la calidad del servicio sanitario y sienta las bases para un futuro energético más sostenible en Colombia.

“Gracias a estas Comunidades Energéticas, no solo se tendrá un impacto positivo en la economía, sino que también contribuirá a mitigar el impacto ambiental al disminuir aproximadamente 34,7 toneladas de CO2 al año. Alrededor de 10.686 pacientes, médicos y trabajadores de la salud se beneficiarán del acceso a energía limpia, mejorando significativamente la calidad del servicio sanitario”, expresó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.

En un momento decisivo para las instituciones prestadoras de salud en Colombia, el Gobierno Nacional reitera su firme compromiso con la Transición Energética Justa. A través del FENOGE y su innovador proyecto ConEnergía, se están impulsando soluciones vanguardistas que optimizan recursos en las áreas y sectores más necesitados. Este programa no solo busca garantizar el acceso a servicios de salud sostenibles, sino también promover un modelo energético que beneficie a toda la población, asegurando un futuro más saludable para todos los colombianos.

“Agradecemos al Ministerio de Minas y al FENOGE, ya que la instalación de los 172 paneles solares a través de este proyecto nos permitirá lograr una reducción por más del 50% en la factura de energía eléctrica. Esto beneficia a toda nuestra comunidad y al medio ambiente. Además, hemos recibido asistencia técnica y capacitaciones en el mantenimiento de estos paneles solares, y ahora nuestro hospital cuenta con un guardián de la energía,” expresó Zenaida Ortiz, gerente del Hospital San Cristóbal de Ciénaga.

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Arcos Dorados, la franquicia más grande del mundo de McDonald’s y quien opera la marca en 20 países de América Latina y el Caribe, logró un nuevo hito en su plan estratégico de sustentabilidad al alcanzar el 50% de su consumo energético con fuentes renovables.

La novedad más reciente de dicho logro se debe al mayor contrato PPA renovable de la compañía en Argentina junto a la empresa Capex (entró en vigor en febrero), para el suministro de 15.000 MWh de energía solar desde el parque La Salvación, ubicado en la provincia de San Luis, durante un período de siete años.

Este parque fue asignado con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), cuenta con 20 MW de potencia y tiene una producción anual estimada de 54000 MWh. Mientras que el contrato entre Arcos Dorados y Capex representa que 78 sucursales de McDonald’s en Argentina se abastezcan puramente con energía verde. 

Este hito se suma a una trayectoria que comenzó en 2021, cuando la empresa firmó un primer acuerdo con Pampa Energía por 400 MWh y que continuó en 2024 con una alianza con PCR que permitió abastecer con energías limpias al 30% del consumo energético total de sus restaurantes en Argentina, a través de contratos vinculados a los parques eólicos Vivoratá y Mataco.

“Arcos Dorados también posee el compromiso ambiental a nivel regional. Es decir tenemos acuerdos en Argentina, Colombia, Chile, México, Puerto Rico y Brasil que nos llevan al logro del 50% de la energía sea renovable en Latinoamérica y el Caribe”, aseguró Daniel Arenas, Gerente Corporativo de Compromiso Social y Desarrollo Sustentable de Arcos Dorados para América Latina. 

“Nuestro objetivo es ambicioso y es que en 2030 llegar a abastecernos del 100% de energía renovable. Estos acuerdos nos han abierto mercado. También les permite a las generadoras entender nuestro modelo de negocio y abrir puertas para llegar más allá del 50%, incluso en países donde actualmente no contamos con acuerdos y cómo los podemos empezar a construir”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

La transición energética regional de McDonald’s se sostiene tanto en acuerdos de compra como en proyectos de autogeneración solar, instalados en techos o estacionamientos de los locales, que pueden cubrir hasta un 30% del consumo energético de cada local, dependiendo de la superficie disponible. 

“Creo que las alternativas no son excluyentes, sino que son complementarias”, subrayó Arenas al referirse a la convivencia entre generación distribuida y contratos de suministro externo con agentes privados del sector energético. 

Además, uno de los avances clave en la estrategia es la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a tal punto que en Argentina, Arcos Dorados logró disminuir en un 36% las emisiones de CO2 asociadas a gases refrigerantes.

En paralelo, la empresa se propuso reducir un 15% sus emisiones totales de alcance 1 y 2 para el año 2025 y un 36% hacia 2030. “Estamos muy cerca de cumplir los objetivos”, afirmó el Gerente Corporativo de Sustentabilidad, quien remarca que el camino recorrido hasta ahora responde no solo a una agenda corporativa, sino también a una visión de largo plazo en materia ambiental. 

“Queremos ser un actor de cambio que movilice e impulse esa transformación. Entonces para eso involucramos a la cadena de valor, a los proveedores, dado que siempre tratamos de hacer trabajos colaborativos, entendiendo que esa es la manera correcta”, aseveró. 

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PCR avanza en su expansión renovable en Argentina, con el objetivo de alcanzar 1000 MW de capacidad instalada en el corto – mediano plazo, a partir de una cartera de proyectos eólicos y solares en construcción y desarrollo.

“Tendremos 1 GW de potencia renovable operativa una vez esté construido el pipeline total en los próximos 3-4 años”, aseguró Martín Brandi, CEO de PCR, durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Actualmente, PCR cuenta con 530 MW eólicos en operación, a los que sumarán casi 230 MW, repartidos en distintos puntos del país mediante innovaciones tecnológicas, desde la hibridación de proyectos o la ampliación del sistema de transporte eléctrico que permita el ingreso de nueva generación.

En el primero de los casos se trata de 18 MW solares en construcción en San Luis, que se complementará con los 112,5 MW eólicos existentes del complejo San Luis Norte, compartiendo la misma estación transformadora y, por tanto, se convertirá en el primer parque híbrido del país.

Además, la estrategia de PCR contempla la construcción de dos parques eólicos para esos 210 MW: 30 MW en Bahía Blanca, cuya construcción comenzará en 2025 y que su puesta en operación está prevista para 2026; y 180 MW adicionales, que se ubicarán en Bahía Blanca o en Olavarría, con inicio de obras en 2026 y entrada en operación proyectada para inicios de 2027.

“Luego quedan 260 MW por construir en la zona de Bahía Blanca, ya que encaramos una obra de ampliación del sistema de transporte a cargo de PCR, que brindó la posibilidad de tener la capacidad de despacho”, manifestó Brandi. 

Este despliegue será posible gracias a la prioridad de 440 MW adjudicada en el Mercado a Término (MATER), viabilizada por la repotenciación de capacitores serie en la ET Olavarría y la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca; siendo la primera empresa en lograr una adjudicación con obra de transmisión asociada bajo la Res. SE 360/2023 del MATER.

De todos modos, el crecimiento del portafolio renovable enfrenta un entorno complejo para la comercialización, ya que bajo la mirada del CEO de PCR, resulta cada vez más desafiante vender energía renovable en el país, debido a que el agotamiento del segmento de grandes usuarios y la aún vigente dificultad para negociar con las distribuidoras y abastecer dicha demanda restringen las posibilidades de contratación.

“Cuando uno no tiene a quién venderle la energía, la vende al spot, que es un precio irrisorio fijado por la Secretaría de Energía y que no repaga nada. Esta situación impone un fuerte riesgo para nuevos proyectos que no logren colocar el 100% de su energía mediante contratos”, subrayó Brandi. 

Por lo que el ejecutivo sugirió un cambio en el diseño hacia un “precio spot real” que sea un costo marginal y que el sector esté abierto a lo que ocurra con ello, lo que mitigaría el riesgo de hacer un nuevo proyecto.

“Por otro lado, en todo el mundo venderle energía a una distribuidora es venderle a un cliente top. Seguramente los nuevos lineamientos de la Secretaría de Energía de la Nación es que las distribuidoras puedan ser sujeto de crédito, aunque en una primera instancia requieran algún esquema de garantía adicional por fuera de lo que la distribuidora por sí sola sería”, apuntó. 

“Ojalá en pocos meses o el próximo año se piense y pueda vender energía a la distribuidora con algún esquema de garantía o de refuerzo, y en algún mediano o largo plazo hacerlo de manera libre”, agregó.

Uno de los puntos centrales para la expansión de PCR es el acceso a financiamiento adecuado. “En los países ordenados, el project finance es una herramienta muy potente para los proyectos renovables”, explicó Brandi. 

Sin embargo, reconoció que “en Argentina hubo una ventanita chica” para este tipo de financiamiento, que hoy está cerrado salvo excepciones. No obstante, observa una reactivación incipiente por parte de entidades del exterior que analizan volver a financiar en Argentina.

“Hoy estamos viendo financiamiento genuino para las empresas, con tasas de interés cercanas al 8%, con plazos adecuados para las energías renovables. Todavía no llegamos a un mejor plazo de 15 años, pero si seguimos la senda correcta, el país llegará”, concluyó.

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“Este año promete ser un año de apogeo y de implementación de proyectos de generación solar en Costa Rica”, señala Marco Varela Latouche, gerente de desarrollo de negocio en HiPower,

La tecnología fotovoltaica, que durante años ocupó un lugar marginal dentro de la matriz energética nacional, se perfila ahora como protagonista ante los desafíos de estacionalidad asociados a fuentes como la hidroeléctrica. Varela destaca que “las fuentes de generación no tradicionales se están convirtiendo en tradicionales, como es el caso de solar”.

La aceleración en el despliegue de parques solares a mediana y gran escala es ya visible en el país. Un ejemplo de ello es la reciente interconexión de una planta en Guanacaste, promovida por HiPower y Advanced Energy.

“Este proyecto lo logramos impulsar desde el diseño, construcción y toda la ejecución en buenos tiempos de entrega”, afirma Varela, quien destaca la ventaja competitiva que representa el corto plazo de la puesta en marcha: “con los plazos cortos de la energía solar hay menos oportunidades de imprevistos”.

En entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el ejecutivo pone en perspectiva las oportunidades de negocios con energía solar que se podrían potenciar en este año 2025:

“El desarrollo a nivel nacional, por medio de alianzas público-privadas o bajo la ley 7200 o inclusive generación distribuida por parte de los consumidores o prosumidores, puede ayudar a que la matriz energética nacional se complemente con la energía solar”, sostiene.

No obstante, el impulso a la generación distribuida sigue siendo un punto crítico. Costa Rica cuenta actualmente con alrededor de 200 MW instalados de capacidad distribuida solar, pero su evolución encuentra frenos institucionales y tarifarios. “Considero que la generación distribuida debería ser promovida, tanto por el Ministerio de Energía, como por la autoridad reguladora y las empresas distribuidoras”, subraya Varela.

Desde 2023, el país ya no cuenta con un esquema efectivo de Net Metering. En su lugar, los usuarios que pueden tener excedentes energéticos dependen de la discrecionalidad de su distribuidora. “El Net Metering fue eliminado… el tema es que es opcional de la empresa eléctrica poder comprar esos excedentes al usuario”, explica.

El ejecutivo advierte que, en este contexto, la autoridad reguladora ARESEP debería intervenir de forma más activa: “debería ser la que exija como ente regulador, pero con mayor fuerza [ya que] los proyectos de compra de excedentes prácticamente son inexistentes”.

Las zonas costeras y sectores industriales aparecen como los nichos con mayor viabilidad para la energía solar distribuida con almacenamiento. “Los proyectos típicos industriales rondan de los mil kilowatts hacia arriba”, indica, destacando que las condiciones actuales del mercado vuelven más atractivas las inversiones escalas superiores.

En paralelo, la creciente presión sobre la red eléctrica, especialmente en zonas turísticas y parques industriales fuera del Gran Área Metropolitana, refuerza la urgencia de acción. “Se proyecta un crecimiento en los próximos años… sí hay un interés por parte de todos los actores de contar con energías limpias”, concluye.

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IMPSA, empresa líder mundial en equipamientos para generación de energía, nombró a Pablo Magistocchi, como Country Manager de la empresa. La designación estuvo a cargo del nuevo Comité Ejecutivo y se basó en la amplia experiencia del ejecutivo en materia energética tanto en el sector público y privado.

Magistocchi es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Nacional de Cuyo y cuenta con estudios de posgrados en Australia y Estados Unidos, donde acaba de finalizar la maestría en Chief Sustainability Officer del MIT. A nivel profesional, el ejecutivo fue Presidente y Vicepresidente de EMESA, Director de Transener y Director de Energía del Ministerio de Economía de la Provincia de Mendoza entre otros cargos.

Entre las primeras tareas que tendrá a su cargo el nuevo Country Manager de IMPSA, será la continuación y potenciación de los proyectos actuales que acaba de reactivar la empresa tras su capitalización tal como lo son la Central Hidroeléctrica Yacyretá, la modernización de los TAM, el parque solar Ullum Alfa en San Juan, YPF, NASA, CONEA y la grúa MOTCO para la US Army.

En cuanto al masterplan, el enfoque estará en impulsar nuevos proyectos en Argentina, la región y Estados Unidos a través del desarrollo de nuevas tecnologías en el Centro de Desarrollo Tecnológico ubicado en Mendoza, la optimización de procesos y una re funcionalización de la estructura comercial y de desarrollo de nuevos negocios, la cual estará dividida por mercados.

En relación a su designación, Pablo Magistocchi comentó “IMPSA cuenta con un capital humano altamente calificado respaldado en sus ingenieros, técnicos y especialistas que desarrollan, diseñan y fabrican productos y servicios con tecnología del más alto nivel que hacen que nuestra empresa sea única en la región”

Otro desafío que impulsará la nueva IMPSA desde su liderazgo es el desarrollo de alianzas estratégicas con jugadores del Oil and Gas tal como es el caso de ARC Energy como con otros que se irán anunciando en materia nuclear y hydro.

Con el ingreso de los nuevos accionistas y capitales americanos a la empresa, IMPSA retoma su protagonismo a nivel global y contará con oficinas comerciales en cinco continentes, mostrando así su liderazgo en ingeniería y desarrollo tecnológico en el mundo a través de una sólida trayectoria en diseño, fabricación y puesta en marcha de equipos de alta complejidad, a lo cual se suma soluciones innovadoras a través de una fuerte inversión en Inteligencia Artificial para mejorar la performance de sus equipos.

Acerca de IMPSA

Con más de 115 de trayectoria y liderazgo en el sector energético a nivel mundial, IMPSA cuenta con una potencia instalada de 50.000 MW, 144 grúas portuarias en funcionamiento y más de 50 años activos en el sector nuclear y de Oil and Gas.

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