La contratación renovable de largo plazo en Europa está atravesando una fase de reconfiguración en la que las subastas públicas y los PPAs corporativos siguen siendo instrumentos decisivos, aunque sometidos a presiones nuevas del sistema eléctrico. La base del análisis parte de una constatación clara: la Unión Europea ya alcanzó su meta solar para 2025 y superó los 400 GW instalados, pero el crecimiento futuro se ha vuelto más incierto. En 2025 el mercado solar europeo se contrajo por primera vez en más de una década, en un entorno donde aumentaron las horas con precios negativos, crecieron los vertimientos, persistieron los cuellos de botella de red y se hizo más visible la pérdida de valor de la generación solar en determinados mercados. En ese contexto, los contratos de largo plazo dejan de ser únicamente mecanismos de compra o de apoyo y pasan a ser parte de la arquitectura que definirá si Europa puede seguir ampliando capacidad solar y almacenamiento al ritmo que exige la transición energética.

Por el lado de las subastas, 2025 marcó un repunte muy fuerte. La UE adjudicó 25,2 GW de capacidad solar fotovoltaica, 23% más que en 2024, después de varios años en los que el desempeño había quedado limitado por techos tarifarios desalineados con costos, diseños poco adaptados a la realidad tecnológica, criterios no económicos mal calibrados y procesos administrativos complejos. La recuperación reciente se asocia con ajustes más amplios en mercados relevantes, mejores señales de precio y una mayor preferencia por esquemas específico de la tecnología. En 2025, 85% de la capacidad solar adjudicada se asignó mediante subastas específicas para tecnología solar, mientras en 2021 casi 70% se entregaba en esquemas tecnológicamente neutral. También mejoró la tasa de suscripción: tras un 2022 en el que más de 80% de las rondas quedó subdimensionado en ofertas, en 2025 la UE alcanzó una tasa de éxito de 70% de rondas sobresuscritas. Aun así, el problema no desaparece. Entre 2021 y 2025, cerca de la mitad de las rondas europeas siguió registrando suscripción insuficiente, lo que indica una pérdida persistente de oportunidad para acelerar despliegue renovable.

La geografía de las adjudicaciones también cambió. Italia emergió como el gran referente de 2025 con 10,8 GW adjudicados mediante FER X en solar sobre suelo, rooftop y Agri-PV, alcanzando el mayor volumen anual concedido por un Estado miembro en un solo año. Alemania mantuvo un papel central como mercado estructural, con cerca de 25 GW adjudicados desde 2021, mientras Francia, Países Bajos y Polonia siguieron siendo componentes importantes del pipeline europeo. En total, más de 85 GW solares fueron adjudicados por subastas entre 2021 y 2025, equivalentes a alrededor de una cuarta parte de la capacidad fotovoltaica instalada en la Unión. Junto con ello, empezó a ganar mayor relevancia la integración de almacenamiento. Alemania continuó usando licitaciones de innovación para proyectos híbridos solar más baterías, y en 2025 los Estados miembros concedieron apoyo a casi 70 GWh de baterías a escala de servicios públicos, principalmente a través de esquemas CAPEX, aunque también mediante mecanismos de precio y acuerdos tipo peaje.

En los PPAs corporativos, la trayectoria fue distinta. Después del récord de 2024, las capacidades solares anunciadas en 2025 descendieron hacia niveles similares a 2023, en lo que se interpreta más como una moderación que como una caída estructural de la demanda corporativa. El comportamiento no fue homogéneo. Alemania registró una caída de 56% en capacidad anunciada, asociada a canibalización de precios, congestión de red y señales de saturación. También aparecieron limitaciones en mercados con demanda eléctrica poco dinámica y electrificación industrial lenta. España se mantuvo como la excepción más robusta, con más de 2 GW anuales de PPAs solares entre 2023 y 2025, mientras Italia, Polonia y Bulgaria aceleraron con fuerza en un contexto de mayor dependencia del gas y precios mayoristas relativamente altos. A nivel sectorial, big tech siguió liderando el mercado por capacidad anunciada, acompañado por transporte, salud y retail, mientras en la mezcla tecnológica dominaron los proyectos utility-scale sobre suelo con 81% de los acuerdos. Los contratos híbridos solar más viento crecieron, y los acuerdos solar más baterías comenzaron a emerger, aunque todavía con presencia marginal. La dirección general apunta a una evolución del mercado donde la flexibilidad, la electrificación y la incorporación de BESS serán cada vez más determinantes para sostener el valor de los PPAs y el financiamiento de nueva capacidad renovable.

Para leer más ingrese a:

https://www.solarpowereurope.org/insights/thematic-reports/auctions-and-corporate-pp-as-european-market-review-2025

https://api.solarpowereurope.org/uploads/260311_Auctions_and_c_PP_As_Market_Review_2025_Dupond_a6f8522059.pdf

Ontario proyecta una expansión eléctrica importante durante las próximas décadas, impulsada por crecimiento económico, electrificación y nuevas tecnologías. La demanda neta anual del sistema subiría desde 157 TWh en 2026 hasta 250 TWh en 2050, con una tasa compuesta de crecimiento cercana a 2%. En paralelo, el pico de verano crecería desde 24 GW hasta 35 GW y el de invierno desde 23 GW hasta 35 GW. Para responder a esta trayectoria, el IESO prevé nueva infraestructura de generación y suministro y una inversión de CAD 10,9 mil millones en programas de gestión del lado de la demanda durante la próxima década. Dentro de esos programas se incluyen eficiencia energética, respuesta de la demanda, solar detrás del medidor, almacenamiento y electrificación beneficiosa orientada, todos con capacidad para reducir picos del sistema mayorista y facilitar integración renovable. El punto desarrollado aquí es que, si estos recursos se optimizan también para mitigar restricciones de transmisión y distribución, podrían generar un valor adicional como soluciones no alámbricas al diferir inversiones convencionales de red.

Las proyecciones de Brattle indican que los DER pueden convertirse en un recurso material y escalable dentro de la provincia. Hacia 2035 podrían cubrir aproximadamente 5% de la demanda pico, equivalente a unos 1.500 MW, y hacia 2045 cerca de 9%, unos 3.000 MW. El crecimiento de corto plazo vendría principalmente del programa Peak Perks basado en termostatos inteligentes y de oportunidades de respuesta de la demanda en HVAC comercial, mientras la carga gestionada de vehículos eléctricos crecería con mayor fuerza en la década de 2030. El almacenamiento con baterías representa una participación menor dentro del potencial estimado, en buena medida por el tamaño limitado de la base de clientes considerada al inicio de las proyecciones. También se señala que la adopción de DER en Ontario ha venido creciendo, pero su caso de uso predominante ha sido la provisión de servicios del sistema mayorista, especialmente energía y capacidad, mientras la remuneración por servicios de distribución todavía es escasa y su valor no ha sido suficientemente cuantificado.

Para ilustrar este valor, se modelaron 11 alimentadores del sistema de Essex Powerlines mediante la herramienta DEFER de Brattle, con el fin de identificar la combinación y despacho costo-óptimo de DER capaz de diferir ampliaciones de alimentadores bajo distintos escenarios de crecimiento y capacidad de alojamiento. Essex Powerlines es una LDC del sur de Ontario que atiende alrededor de 32.000 clientes y cuya base es predominantemente residencial. El ejercicio compara el costo de una solución DER frente al de una solución convencional de red, suponiendo en todos los casos que la alternativa alámbrica sería un nuevo alimentador de 18 MVA con un costo de CAD 2 millones, puesto en servicio en el primer año en que la carga pico superara el límite del activo. El modelo minimiza el valor presente neto del costo neto de DER más el costo de la ampliación de red, considerando límites operativos de los activos, restricciones técnicas de cada tecnología, costos netos para la utility y el valor que estos recursos ya aportan al sistema mayorista.

Las cinco tecnologías residenciales consideradas fueron termostatos inteligentes, carga gestionada de vehículos eléctricos, calentadores de agua interactivos con red, baterías detrás del medidor y solar detrás del medidor. La lógica económica aplicada es la de “missing money”, es decir, el costo que todavía tendría que cubrir la utility después de descontar el valor mayorista que cada DER ya puede capturar. En el caso de las baterías detrás del medidor, se asume además que los clientes están dispuestos a cubrir 40% del costo por el valor asociado al respaldo local. A partir de esta configuración, el análisis busca no solo determinar si existe una solución no alámbrica costo-efectiva, sino también cuántos años puede diferirse la ampliación, qué combinación de recursos conviene desplegar y cómo deben despacharse hora a hora para respetar límites de carga y restricciones operativas.

El marco general sugiere que, para capturar este valor de distribución a mayor escala en Ontario, no basta con el crecimiento natural de los DER. Harán falta inversiones de las LDC en sistemas DERMS o acuerdos con agregadores terceros, junto con modelos regulatorios habilitantes que permitan controlar, despachar y compensar estos recursos por servicios de red de distribución. También se advierte que el caso ilustrativo tiene límites deliberados: supone un costo uniforme para la solución alámbrica, se enfoca solo en alimentadores, considera únicamente DER residenciales y no incorpora el potencial adicional de clientes comerciales e industriales, que podrían ofrecer reducciones mayores por cliente y abrir más oportunidades de diferimiento costo-efectivo. Bajo ese enfoque, el valor de los DER en Ontario no se restringe al alivio del sistema mayorista, sino que empieza a perfilarse como una herramienta concreta para moderar el crecimiento de costos de distribución en un escenario de mayor electrificación.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/brattle-report-finds-that-ontario-could-cut-grid-upgrade-costs-by-up-to-11-with-non-wires-solutions/

https://cleanenergycanada.org/wp-content/uploads/2026/04/Distribution-Value-of-DERs-in-Ontario-Final-1.pdf

La transmisión regional es tratada como una condición estructural para ampliar el comercio eléctrico entre jurisdicciones, facilitar la integración de fuentes bajas en carbono y reforzar flexibilidad, resiliencia y confiabilidad del sistema. El acceso abierto y no discriminatorio a la red y al mercado eléctrico regional se plantea como requisito para capturar esos beneficios. Bajo esta visión, un marco regulatorio eficaz para el intercambio regional debe abarcar reglas de mercado, códigos de red, tarifas de transmisión y mecanismos regionales de cumplimiento y resolución de controversias. El problema principal aparece en la forma como históricamente se han distribuido los costos de la transmisión transfronteriza, bien sea asignándolos entre países según la longitud de las líneas ubicadas en cada territorio o trasladándolos a agentes específicos involucrados en transacciones comerciales. Ambas prácticas son señaladas como fuentes de distorsión para el comercio regional y de desincentivos para la inversión en infraestructura transfronteriza.

La propuesta regulatoria se apoya en el paradigma de sistema único, según el cual el comercio regional debe regularse como si toda la región operara dentro de una sola jurisdicción. A partir de allí se formulan cinco principios. El primero exige que los cargos de transmisión cubran los costos reconocidos de la actividad y la remuneración a la inversión. El segundo establece que esos cargos no deben depender de transacciones comerciales individuales, puesto que dichas transacciones no determinan por sí mismas los flujos físicos de la red; en intercambios transfronterizos, esta regla implica asignar costos primordialmente a países y no a agentes individuales, evitando el «pancaking» tarifario (pago de multiple cargos). El tercero indica que la asignación debe guardar proporción con los beneficios, aunque reconoce que estos suelen ser de largo plazo e inciertos, por lo que en la práctica pueden aproximarse mediante el uso. El cuarto exige estabilidad suficiente de las reglas para evitar incertidumbre regulatoria y alzas en el costo del capital. El quinto plantea una estructura de cargos no distorsionante, idealmente bajo cargos anuales de suma fija.

La asignación de costos en proporción a beneficios recibe un tratamiento particularmente detallado. Los beneficios no se reducen a ahorros inmediatos en precios de electricidad o ingresos por exportación, sino que incluyen reducción de emisiones de CO2, mejoras en seguridad de suministro y menor necesidad de reservas. Cuando un proyecto ofrece beneficios netos positivos, existe al menos una forma de distribuir costos que mejora el bienestar agregado y reduce oposición entre las partes involucradas. En cambio, si los costos superan los beneficios, no existe una asignación capaz de dejar a todos mejor posicionados y el proyecto no debería avanzar. Aunque una lógica de “quien se beneficia paga” puede alcanzarse por negociación, también se advierte que la negociación bilateral puede ser ineficiente por altos costos transaccionales, lo que refuerza la necesidad de un marco regulatorio. Dentro de los métodos basados en uso, se destaca participación promedio como el enfoque más robusto.

Para aplicar estos principios a escala regional se recomienda una secuencia regulatoria concreta. Primero, identificar los activos con relevancia transfronteriza, definidos como aquellos necesarios para establecer transferencias físicas de electricidad entre países. Esto incluye no solo líneas que cruzan fronteras, sino también líneas internas que permiten negociación entre interconectores. Segundo, definir el requerimiento global de ingresos de estos activos, usando metodologías estandarizadas para valorar activos y calcular costos de capital, operación y mantenimiento. Tercero, asignar ese requerimiento de ingresos entre los países involucrados. Cuarto, traducir la porción de costo asignada a cada país en cargos de transmisión internos definidos por sus reguladores nacionales, respetando criterios regionales comunes. Esta arquitectura exige una instancia especializada, como una autoridad regulatoria regional o un mecanismo equivalente con capacidad efectiva de resolución de disputas y cumplimiento. Cuando los reguladores nacionales no logren acuerdo, esa instancia regional debería adjudicar conforme a reglas previamente definidas.

También se subraya que los cargos de transmisión no deben depender del número de fronteras contractuales atravesadas por una transacción, porque ello puede obstaculizar el acceso a generadores de menor costo y limitar el comercio regional. En mercados como el europeo, el regional centroamericano y dentro de las áreas de los Regional Transmission Operators en Estados Unidos, los cargos generalmente no se vinculan a transacciones comerciales específicas. La orientación práctica final se concentra en construir esquemas tarifarios que compatibilicen recuperación de costos, eficiencia económica, equidad y predictibilidad, con instituciones capaces de sostener reglas estables y de tratar la red regional como una infraestructura compartida al servicio del intercambio eléctrico y la integración del sistema. 

Para leer más ingrese a:

https://www.esmap.org/Guidelines-on-Transmission-Pricing

https://documents1.worldbank.org/curated/en/099041526140598150/pdf/P506599-e7600562-b58c-40dc-8c0b-24c4b9a8477f.pdf

La publicación construye una visión amplia de la resiliencia energética europea en un contexto marcado por múltiples presiones simultáneas sobre el sistema. El punto de partida es que Europa enfrenta tensiones derivadas del cambio climático, la transición energética, la aparición de nuevas tecnologías, los ciberataques y ataques físicos, la competencia internacional, las guerras, los aranceles, los controles de exportación sobre materiales críticos y los eventos meteorológicos extremos. Sobre esa base, se plantea que la Comisión Europea ya ha emitido diversas políticas relacionadas con preparación, seguridad, defensa, dimensión digital, ciberseguridad y competitividad, y que en 2026 presentará una revisión de los marcos de seguridad energética e industria para fortalecer la resiliencia y competitividad de las economías europeas. Frente a ello, el trabajo busca anticipar esa discusión y proponer una lectura más integrada del concepto de resiliencia aplicado al sector energético.

El eje conceptual principal consiste en precisar qué debe entenderse por resiliencia dentro del ámbito energético europeo. Se la define como la capacidad de un sistema para superar eventos extremos con mínimas disrupciones y con una fase rápida de restauración o adaptación. La argumentación añade que la resiliencia no equivale únicamente a resistir un choque, sino a gestionar el cambio y seguir desarrollándose, incluso utilizando las perturbaciones como oportunidad de renovación. Desde la perspectiva regulatoria, se advierte que el término ha ganado presencia en el discurso europeo, pero con una debilidad importante: muchas normas y políticas aluden a la resiliencia como objetivo general sin definirla de forma integral ni adoptar un enfoque verdaderamente sistémico. Además, aunque en energía varios actos legales remiten a nociones como confiabilidad, adecuación de suministro, seguridad de abastecimiento o restauración, esos conceptos capturan apenas una parte de la resiliencia y no su totalidad. Por ello, una de las conclusiones más relevantes es que Europa necesita un enfoque consistente que alinee requisitos, métricas y objetivos de distintas piezas regulatorias para que se refuercen mutuamente y respondan a la diversidad de amenazas sobre el sistema energético.

El trabajo identifica un conjunto de impulsores y subobjetivos de política que estructuran la agenda de resiliencia. Entre ellos se destacan el cambio climático y la necesidad de responder a eventos meteorológicos más frecuentes y severos, la seguridad energética y una visión amplia de seguridad de suministro, las preocupaciones de asequibilidad durante episodios de precios elevados, los riesgos de ciberseguridad e híbridos, la competitividad y la resiliencia de las cadenas de valor de equipos, componentes y materias primas, así como las tensiones geopolíticas que exigen reforzar seguridad económica y autonomía estratégica. Esta visión amplía el campo de la regulación energética y muestra que la resiliencia ya no puede tratarse como una preocupación sectorial limitada a la operación física de redes o al abastecimiento de combustibles, sino como una dimensión transversal que conecta mercado interior, infraestructura, industria, seguridad, clima y tecnología.

La dimensión geopolítica y de mercado interior recibe un tratamiento especialmente relevante. Se señala que las tensiones geopolíticas retrasan decisiones de inversión, alteran cadenas de suministro, elevan precios de materias primas y energía, afectan crecimiento, bienestar y seguridad, y pueden conducir a fragmentación geoeconómica. En esa línea, se indica que la estabilidad económica y financiera en Europa está estrechamente vinculada con el desempeño del mercado interior, y que la fragmentación del mercado energético interno representa un riesgo elevado porque implica costos directos para gobiernos, empresas y ciudadanos. De allí que se plantee como imperativo profundizar la integración del mercado interior de la energía, fortalecer el acoplamiento de mercados e invertir en infraestructura transfronteriza. Asimismo, se subraya la necesidad de fortalecer alianzas estratégicas en frontera, comenzando por la extensión del mercado interior energético mediante instrumentos como el Acuerdo del Espacio Económico Europeo y el Tratado de la Comunidad de la Energía.

La estructura del documento también permite revisar el enfoque temático que articula la propuesta. El contenido sintetiza cinco líneas desarrolladas previamente en documentos específicos del Resilience Forum: actualización de la arquitectura de seguridad de suministro y herramientas de preparación en un sistema cada vez más electrificado, incorporación de resiliencia climática dentro de la regulación, ciberresiliencia como pilar de seguridad energética, resiliencia de cadenas de suministro en el sector eléctrico y resiliencia frente a choques de precios en mercados acoplados de gas y electricidad. A partir de esa base, se persiguen dos fines explícitos: presentar y contextualizar los hallazgos principales de esos trabajos y, además, sugerir una alineación de políticas que vuelva más apto el enfoque regulatorio europeo frente a los desafíos de resiliencia. Europa necesita actuar ahora en alineación regulatoria, evitando respuestas parciales o inconexas ante amenazas que ya operan de manera acumulativa y simultánea.

Para leer más ingrese a:

https://cerre.eu/publications/perspectives-on-european-energy-resilience-and-policy-alignment/

https://cerre.eu/wp-content/uploads/2026/03/CERRE_Perspectives-on-European-Energy-Resilience-and-Policy-Alignment_FINAL.pdf

La memoria anual 2025 de CEER presenta el panorama de actividades, focos de trabajo y evolución institucional de esta plataforma europea de reguladores energéticos. La publicación corresponde al informe anual 2025 del Council of European Energy Regulators y fue difundida en marzo de 2026. Dentro de su presentación general, se identifica que CEER agrupa a 38 miembros y observadores, integrados por autoridades regulatorias nacionales independientes de distintos países europeos. Esa base institucional da contexto al alcance del trabajo reportado, que se extiende sobre materias regulatorias de electricidad, gas, consumidores y temas transversales del sector energético. El contenido sitúa 2025 como un año de consolidación para la entidad. La reseña pública asociada al informe destaca que CEER celebró 25 años desde su fundación por diez reguladores nacionales, lo que otorga a esta edición un componente conmemorativo además de su función de balance anual. Ese marco resulta relevante porque permite leer el documento no solo como un registro administrativo de actividades, sino como una referencia sobre la evolución del papel regulatorio en Europa en un momento de transformación acelerada del sistema energético.

En cuanto al contenido temático, la información pública disponible sobre esta edición indica que los grupos de trabajo desarrollaron orientaciones y análisis sobre reforma del mercado eléctrico, descarbonización del gas e inversión en redes. Esa combinación refleja una visión amplia de la regulación energética, donde la transición no se limita al despliegue tecnológico, sino que exige marcos para asignación eficiente de costos, articulación entre infraestructura y mercado, y seguimiento a la evolución de los sectores eléctrico y gasista. La referencia a grid investment dentro de los frentes tratados también sugiere que la agenda regulatoria estuvo fuertemente vinculada con las necesidades de expansión, modernización y financiamiento de las redes. Otro eje visible es el lugar del consumidor dentro de la discusión regulatoria. Tanto la referencia pública del informe como la información asociada al Annual Conference 2025 muestran un énfasis en consumer empowerment, system integration y market efficiency. Esto indica que, para CEER, la agenda regulatoria de 2025 no giró únicamente alrededor del mercado mayorista o de la infraestructura, sino también alrededor del rol del usuario, la participación en mercados más descentralizados y la necesidad de que la transición energética conserve criterios de accesibilidad, protección y funcionamiento eficiente. La coincidencia entre estos temas y el enfoque del evento anual de 2025 refuerza que se trató de líneas prioritarias dentro del trabajo institucional del año.

Desde una perspectiva sectorial, el informe anual parece recoger un periodo en el que CEER amplió el alcance de su trabajo técnico y de coordinación. La referencia a electricity market reform, gas decarbonisation y grid investment muestra una agenda vinculada tanto con ajustes de diseño de mercado como con la descarbonización de activos e infraestructura. Al mismo tiempo, el foco en system integration sugiere un interés creciente por abordar la interacción entre segmentos del sistema energético y no tratarlos de forma aislada. En términos regulatorios, eso implica una aproximación más integral a seguridad de suministro, eficiencia del mercado, señales de inversión y participación de nuevos recursos y actores. La lectura global de esta edición es la de una organización que usa su informe anual para mostrar la amplitud de su trabajo y la evolución de sus prioridades en un entorno europeo cada vez más exigente. El contenido disponible públicamente no solo remite a la actividad interna de CEER, sino a una función más amplia de articulación regulatoria, producción técnica y acompañamiento a la transformación del sistema energético. Así, Annual Report 2025 aparece como una síntesis del papel que están desempeñando los reguladores europeos en temas de consumidores, eficiencia, integración del sistema, mercado eléctrico, gas y redes, dentro de una etapa donde la regulación debe responder simultáneamente a descarbonización, inversión y funcionamiento efectivo del sector.

Para leer más ingrese a:

https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2026/03/CEER.AR2025.pdf